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UNIVERSIDAD GABRIELA MISTRAL
MEMORIA DE PRUEBA
“INSTITUCIONALIDAD NORMATIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO”
ALUMNA:
Hedy Matthei Fornet
PROFESOR GUÍA:
José Hipólito Zañartu Rosselot
Departamento de Derecho
Stgo. 2001
INDICE
INTRODUCCIÓN
PRÓLOGO DEL INGENIERO DON SEBASTIÁN BERNSTEIN
CAPITULO I:
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SECTOR ELÉCTRICO 1
1.1.- Sistemas eléctricos de potencia 1
1.2.- Principales sistemas eléctricos del país 2
1.3.- Actividades al interior del sector eléctrico 3
1.3.1.- Actividades de generación eléctrica 4
1.3.1.1.- Fuentes de generación de electricidad 5
1.3.1.2.- Tipos de generación en Chile 10
1.3.1.2.1.- Generación Hidroeléctrica 11
Concepto de central hidroeléctrica 11
Tipos de centrales hidroeléctricas 11
Disponibilidad de recursos hídricos 12
Régimen de construcción de obras
de generación hidroeléctrica 14
Problemática de las relaciones
Intersectoriales 16
1.3.1.2.2.- Generadoras o centrales térmicas 18
Concepto de centrales térmicas 18
Ingreso de gas natural desde Argentina 20
1.3.2.- Actividades de transmisión eléctrica 21
1.3.2.1.- Fases del proceso de transmisión 22
1.3.2.2.- Economías de Escala y tendencia al monopolio natural
en el sector Transmisión 22
1.3.3.- Actividades de distribución eléctrica 24
1.3.3.1.- Economías de Escala y tendencia al monopolio natural
en cada área geográfica de distribución 25
CAPÍTULO II.-
HISTORIA DE LA INSTITUCIONALIDAD E INSTRUMENTOS
REGULATORIOS DEL SECTOR ENERGIA 26
2.1.- PRIMER PERÍODO: HASTA 1931 26
2.1.1.- Desde 1883 a1904 29
2.1.2.- Desde 1904 a 1925 31
2.1.3.- Desde 1925 a 1931 35
2.1.3.1.- Análisis del Decreto-Ley N° 252 de 1925 36
Sistema de concesiones 36
Sistema de servidumbres 39
Sistema de tarifas 40
Organismos creados por el DL 252 de 1925 41
2.2.- SEGUNDO PERÍODO: DESDE 1931 A 1974 42
2.2.1.- Informe del Instituto de Ingenieros, “Política Eléctrica Chilena”,
de 1936 43
2.2.2.- Evolución de la regulación eléctrica en el segundo período 49
2.2.2.1.- Decreto con Fuerza de Ley Nº 244, de 1931 49
Breve descripción del DFL Nº 244 de 1931 50
Distinción entre servicio eléctrico público y
privado 50
Sistema de concesiones 51
Sistema de servidumbres 53
Sistema de tarifas 53
2.2.2.2.- Decreto con Fuerza de Ley N° 4, de 1959 54
Sistema de concesiones 55
Causales de caducidad de la concesión 59
Sistema de servidumbres 60
Sistema tarifario 60
Comentarios de sobre el sistema tarifario del
DFL Nº 4 de 1959 61
2.3.- TERCER PERIODO: DESDE 1974 EN ADELANTE 63
2.3.1.- Reforma del sector eléctrico en este período 65
2.3.2.- Informe del Instituto de Ingenieros, “Política Eléctrica”, de 1987 66
2.3.3.- Mecanismos utilizados para materializar la estrategia de
Gobierno en el sector eléctrico 73
2.3.4.- Desconcentración del sector eléctrico 76
2.3.5.- Privatización del sector eléctrico entre 1974 y 1990 78
2.3.6.- Institucionalidad actual del sector eléctrico 80
2.3.6.1.- Comisión Nacional de Energía (CNE) 81
2.3.6.2.- Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción 82
2.3.6.3.- Superintendencia de Energía y Combustibles (SEC) 82
2.3.6.4.- Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) 83
Funciones del CDEC 84
Regulación de los CDEC 86
Coordinación de las empresas interconectadas a través
de un CDEC 87
Empresas que deben integrar un CDEC 88
Organización interna de los CDEC 90 2.3.6.5.- Comisión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA) 93
2.3.6.6. Superintendencia de Valores y Seguros (SVS) 93
2.3.6.7. Organismos de Defensa de la Competencia 94
2.3.7.- Evaluación del sistema institucional regulatorio del sector energía 94
CAPÍTULO III.-
ACTUAL MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO 96
3.1.- Criterios generales empleados en la formulación de la ley 102
3.2.- Materias reguladas por el DFL Nº 1 de 1982 105
3.3.- Sistema de concesiones 106
3.3.1.- Concesión eléctrica como acto administrativo 107
3.3.2.- Concepto de concesión de servicio público 108
3.3.3.- Actividades eléctricas que constituyen servicio público 112
3.3.4.- Actividades eléctricas que requieren concesión 112
3.3.5.- Actividades eléctricas que no requieren concesión 113
3.3.6.- Zona de concesión 114
3.3.7.- Superposición de zonas de concesión 115
3.3.8.- Sujetos de concesiones 115
3.3.9.- Procedimiento concesional eléctrico 115
3.3.9.1.- Concesiones provisionales 116
3.3.9.1.1.- Objeto de las concesiones provisionales 116
3.3.9.1.2.- Plazo de las concesiones provisionales 117
3.3.9.1.3.- Reglamentación 117
3.3.9.1.4.- Fases del procedimiento para obtener la
concesión provisional 118
3.3.9.2.- Concesión definitiva 122
3.3.9.2.1.- Objeto de las concesiones
definitivas 122
3.3.9.2.2.- Reglamentación 122
3.3.9.2.3.- Plazo de las concesiones definitivas 122
3.3.9.2.4.- Etapas del procedimiento concesional
definitivo 123
3.3.9.2.5.- Derechos que conceden las concesiones
definitivas 130
3.3.10.- Imperfecciones que presenta el procedimiento concesional 134
3.4.- Sistema de servidumbres 136
3.4.1.- Concepto de servidumbre 136
3.4.2.- Predios en la Servidumbre Administrativa 137
3.4.3.- Predios sirvientes en servidumbres eléctricas 137
3.4.4.- Carácter de las Servidumbres Eléctricas 138
3.4.5.- Establecimiento de las servidumbres en el DFL Nº1/82 138
3.4.6- Servidumbres que regula el DFL Nº1/82 138
3.4.7.- Derechos del propietario del predio sirviente 142
3.4.8.- Servidumbres prohibidas 143
3.4.9.- Análisis de la servidumbre de paso de energía eléctrica 143
3.4.9.1.- Importancia de la servidumbre de paso de energía
eléctrica 143
3.4.9.2.- Regulación de las servidumbres de paso de energía
eléctrica 144
3.4.9.3.- Constitución de las Servidumbres de paso de energía
eléctrica 146
3.4.9.4.- Servidumbres de paso de energía eléctrica en
sistemas no interconectados 147
3.4.9.4.1.- Sujetos facultados para imponer la servidumbre
de paso de energía eléctrica 147
3.4.9.4.2.- Sujetos obligados a soportar la servidumbre de
paso de energía eléctrica 148
3.4.9.4.3.- Determinación del monto de las
indemnizaciones y retribuciones de servidumbres de paso
de energía eléctrica en sistemas no interconectados, no
coordinados ni en los que se fijan precios de nudo 148
3.4.9.5.- Servidumbres de paso de energía eléctrica en
sistemas interconectados 150
3.3.9.5.1.- Sujetos facultados para imponer y obligadas a
soportar la servidumbre de paso de energía eléctrica 152
3.3.9.5.2.- Reglamentación del pago de
indemnizaciones y retribuciones a que dan lugar las
servidumbres de paso de energía eléctrica en sistemas
interconectados 153
3.3.9.5.3.- Concepto de área de influencia 153
3.3.9.5.4.- Definiciones legales de ingreso tarifario,
peaje básico y peaje adicional 154
3.3.9.5.5.- Análisis del Ingreso Tarifario, Peaje Básico y
Adicional 157
3.3.9.5.6.- Fijación de los montos de indemnización y
retribución por convención de las partes o por un tribunal
arbitrales 160
3.5.- Causales de caducidad, transferencia y extinción de las concesiones 161
3.5.1.- Caducidad de las concesiones 161
3.5.2.- Causales de caducidad 162
3.5.3.- Efectos de la caducidad 163
3.5.4.- Excepciones a la caducidad 164
3.5.5.- Extinción de las concesiones 165
3.5.6.- Transferencia de las concesiones 165
3.6.- De la explotación de los servicios eléctricos y del suministro 166
3.6.1.- Análisis de la explotación de servicios eléctricos en las leyes
eléctricas anteriores 167
3.6.2.- Aportes reembolsables 168
3.6.2.1.- Tipos de aportes reembolsables 168
3.6.2.2.- Obtención de los aportes 170
3.6.2.3.- Reembolso de los aportes 171
3.6.2.4.- Forma y plazo para el reembolso de los aportes 172
3.6.2.5.- Aportes no reembolsables 172
3.6.3.- Garantías que pueden exigir los concesionarios 173
3.6.4.- Calidad de servicio y calidad de suministro 174
3.6.4.1.- Estándares mínimos de calidad de servicio y suministro 174
3.6.4.2.- Responsabilidad de los concesionarios 177
3.6.4.3.- Obligaciones del concesionario relacionadas con la
calidad del servicio 179
3.6.4.4.- Encuestas relativas a la calidad e índices de continuidad
del servicio 179
3.6.4.5.- Sanciones correspondientes a la mala calidad del servicio 180
3.6.4.6.- Excepciones a la obligación de calidad del servicio 180
3.6.5.- Obligación de interconexión 181
3.6.6.- Obligación de construir los empalmes y responsabilidad de
mantenerlos en buen estado 182
CAPÍTULO IV
SISTEMA DE PRECIOS DEL DFL Nº1 DE 1982 184
4.1.- Introducción 184
4.2.- Características generales del sistema de tarificación en el DFL Nº 1 de
1982 187
4.3.- Fijación de precios en sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500
kilowatts de capacidad instalada de generación. 189
4.3.1.- Suministros sujetos a fijación de precios 189
4.3.2.- Sistemas de comercialización según el cliente final 191
4.3.3.- Composición de los precios regulados de la energía eléctrica 192
4.3.4.- Elementos o bienes asociados a la energía eléctrica: energía y
potencia 194
4.3.5.- Tarifa de la energía a nivel generación – transmisión o precio
de nudo 195
4.3.5.1.- Concepto de precio de nudo 196
4.3.5.2.- Importancia de tarificar los precios de nudo de acuerdo
a los costos marginales 197
4.3.5.3.- Concepto legal de los precios de nudo 198
4.3.5.4.- Componentes de los precios de nudo: el precio de nudo
de la energía y el precio de nudo de la potencia 199
4.3.5.5.- El precio básico de la energía 200
4.3.5.6.- El precio básico de la potencia 201
4.3.5.7.- Calidad del servicio considerada en los precios de nudo 202
4.3.5.8.- Procedimiento para calcular los precios de nudo 203
4.3.5.9.- Informe de la CNE de los precios de nudos
calculados a las empresas de generación y transporte y del CDEC 208
4.3.5.10.- Obligaciones de las empresas de generación y
transmisión y del CDEC frente al informe de la CNE 209
4.3.5.11.- Relación entre los precios de nudo y precios libres 211
4.3.5.12.- Cálculo del “precio medio efectivo” y del
“precio medio teórico” con el objeto de efectuar el
procedimiento de comparación entre los precios de nudo y los
precios libres 211
4.3.5.13.- Los precios de nudo y sus respectivas fórmulas de
indexación 212
4.3.5.14.- Fijación de las tarifas de nudo y fórmulas de indexación
por parte del Ministerio de Economía 213
4.3.5.15.- Facultad del Presidente de la República de fijar precios
máximos diferentes a los calculados por la CNE 214
4.3.5.16.- Facultad de las empresas eléctricas de generación y
transporte que suministren a clientes regulados, de exigir los
precios de nudo como tarifas mínimas 215
4.3.5.17.- El precio de nudo no internaliza la totalidad de los
costos de transmisión de la energía 215
4.3.5.18.- Tarifa de energía y potencia a nivel de transmisión 216
4.3.5.18.1.- Precio de energía a nivel transmisión 216
4.3.5.18.2.- Precio de Potencia a Nivel de Transmisión 218
4.3.6.- Precios a nivel de distribución 218
4.3.6.1.- Criterio de tarificación del sector distribución 219
4.3.6.2.- Estructura de los precios a nivel de distribución 219
4.3.6.3.- Análisis del valor agregado de distribución 220
4.3.6.4.- Componentes de los VAD 221
4.3.6.5.- Procedimiento para determinar el VAD 222
4.3.6.5.1.- Cálculo de los VNR 223
A.- Concepto de VNR 223
B.- Procedimiento para calcular los VNR 225
i.- Primera fijación del VNR 225
ii.- Recálculo de los VNR ante nuevas
fijaciones de fórmulas tarifarias 226
4.3.6.5.2.- Definición de las bases del estudio para la
fijación de tarifas de distribución 227
A.- Definición de áreas típicas de distribución 227
B.- Definición de las empresas consultoras 228
C.- Determinación de la empresa modelo 231
i.- Ventajas y desventajas de regular las
tarifas en base a una empresa modelo 231
ii.- Determinación de costos de la
empresa modelo 232
a.- Validación de los costos de
empresas distribuidoras 232
b.- Definición de la empresa modelo 233
c.- Costos de la empresa modelo 233
CAPÍTULO V
EVALUACIÓN DEL ACTUAL MARCO REGULATORIO Y
MODIFICACIONES INTRODUCIDAS EN EL PROYECTO DE LOS
SENADORES 234
5.1.- Evaluación del desempeño del sector eléctrico: 234
5.2.- Materias del proyecto de los Senadores que serán analizados: 238
I.- Concentración horizontal e integración vertical en la propiedad eléctrica; 239
A.- Concentración horizontal en generación eléctrica 240
B.- Concentración horizontal en distribución eléctrica 247
C.- Concentración horizontal en transmisión eléctrica 248
D.- Integración vertical del sector eléctrico; 248
E.- Análisis de normas relativas a la concentración e integración
vertical en derecho comparado; 252
II.- Integración de los CDEC; 258
III.- Perfeccionamiento de la regulación de los peajes de
transmisión, subtransmisión y distribución; 262
A.- Regulación de las tarifas de transmisión, subtransmisión y
distribución en el proyecto; 272
B.- Regulación del proceso de licitación de contratos de suministro
De generación a distribución; 281
C.- Limitación del tamaño de los clientes regulados; 282
D.- Creación del comercializador y separación de roles; 283
IV.- Precios de nudo; 285
V.- Costo de falla; 287
VI.- Deficiencias observadas en la determinación de los valores
agregados de distribución; 298
5.3- Conclusiones finales; 301
Anexos 304
Bibliografía 310
INTRODUCCIÓN
La ley eléctrica que nos rige en la actualidad, el DFL Nº 1, de Minería, de 1982, implantó un
modelo de mercado eléctrico que fue pionero en el mundo. Ha sido tan exitoso, que fue adoptado
por varios países en Latinoamérica, Europa y Asia. En nuestro país, junto a las profundas
reformas estructurales que se llevaron a cabo en la décadas del 70 y 80, y que permitieron que el
país creciera a un promedio del 6,6% anual, trajeron consigo un desarrollo del sector eléctrico
absolutamente insospechado. Es así como, sin intervención del Estado, la potencia instalada
creció desde 2.350 MW en 1987 a 9.240 MW en 1999 en los dos principales sistemas
interconectados del país. Es decir, un crecimiento anual de un 7% en los 10 últimos años. Por su
parte, el consumo de energía aumentó desde 8.800 GWh a 35.900 GWh en el mismo período y
las tarifas eléctricas (precios de nudo) bajaron sistemáticamente.
Hoy en día, sin embargo, el modelo tiene prácticamente 20 años y no ha sido objeto de mayores
perfeccionamientos, a diferencia de lo que ha sucedido en la mayoría de los países que lo
adoptaron. El hecho que ya sea necesario efectuarlas queda de manifiesto al observar ciertos
aspectos del sector como la reconcentración de la propiedad, un importante grado de integración
vertical entre los generadores y distribuidores, reiterados conflictos entre los generadores
integrantes de los Centros de Despacho Económicos de Carga (CDEC) y dificultades para
determinar los valores de los peajes de transmisión, con las consecuentes dificultades para
acceder a las líneas de transmisión y redes de distribución, entre otros.
Esta fue la razón por qué, a comienzos de 1999, un grupo de Senadores decidió someter a la ley
eléctrica a un profundo estudio. El objetivo fue determinar exactamente cuáles eran los temas
susceptibles de perfeccionamiento y cuál era la mejor forma de hacerlos. Entre éstos, cabe
destacar a los Senadores Evelyn Matthei, Alejandro Foxley, Jovino Novoa, Augusto Parra,
Edgardo Boeninger, Sergio Bitar, Jaime Gazmuri. La idea era dar un apoyo transversal, es decir,
de todos los sectores políticos, a esta importante iniciativa. Además, debido a la complejidad de
la materia por una parte, y la incidencia de la industria eléctrica en la economía global del país y
en el bienestar común individual, desde un comienzo hubo consenso sobre la necesidad de
trabajar en este proyecto con expertos que conocieran las características técnicas y económicas
propias de cada uno de los sectores eléctricos. Es por esta razón que se buscó la asesoría de dos
de los más prestigiosos profesionales en el sector eléctrico, tanto a nivel nacional como
internacional, los ingenieros Sebastián Bernstein y Renato Agurto.
Durante cerca de un año, se realizaron una serie de reuniones, a las cuales invitaron además a
representantes de los diferentes sectores eléctricos. Poco a poco se fueron plasmando las mejores
alternativas para dar solución real a las deficiencias observadas. Obviamente, y debido a la
enorme complejidad que implicaba llevar cada una de estas conclusiones a un lenguaje tan
técnico como el que requiere la ley, la redacción propiamente tal del proyecto estuvo a cargo de
Sebastián Bernstein y Renato Agurto.
El proyecto fue presentado al Congreso en Septiembre de 1999, en la última sesión ordinaria,
con el patrocinio de los mismos senadores enunciados más arriba. Esto, a pesar de que se sabía
que la iniciativa requería del respaldo del Ejecutivo por modificar atribuciones de instituciones
públicas, como son la Comisión Nacional de Energía y el Ministerio de Economía1. Por ello,
junto con su presentación al Congreso, los senadores entregaron una copia del proyecto al
Ejecutivo, específicamente a los, a esa fecha, Ministro de Economía, Jorge Leiva, y Presidente
de la Comisión Nacional de Energía, Oscar Landerretche. Las reuniones para lograr un acuerdo
respecto del proyecto con la autoridad se iniciaron en noviembre de 1999. En ellas, el Ejecutivo
le introdujo algunas modificaciones, sin embargo, en general, éstas fueron aceptadas por los
senadores por encontrarse dentro de los lineamientos inicialmente esbozados por ellos. Con todo,
el Ejecutivo no alcanzó a presentarlo al Congreso antes del cambio de Gobierno en marzo del
2000.
Habiendo tenido la suerte de trabajar con mi hermana, la Senadora Evelyn Matthei, como su
asesora en materias legales, tuve la magnífica oportunidad de participar en los diferentes grupos
de trabajo que estudiaron la ley vigente, señalaron las deficiencias que se habían evidenciado,
discutieron las medidas correctivas necesarias y finalmente, plasmaron todas estas ideas en un
proyecto para modificar la ley eléctrica. Con estudios de derecho, el tema eléctrico me era
totalmente desconocido y sospecho que lo mismo sucede a la gran mayoría de los abogados del
país. Decidí, pues, utilizar esta oportunidad única para hacer no sólo un análisis de las
deficiencias legales existentes, sino de la gestión y discusión del nuevo proyecto de ley eléctrica.
A fin de facilitar en el futuro a los señores abogados el estudio de la legislación eléctrica,
consideré necesario incluir materias como características generales del sector y su evolución
histórica, legislativa e institucional.
1 Artículo 62 Nº 2 de la Constitución Política de la República.
Quisiera destacar que siendo este un tema sumamente técnico y complejo y respecto del cual
además no hay abundante bibliografía, jamás habría podido lograr mi propósito sin la ayuda de
un ingeniero altamente especializado. En este sentido, no tengo cómo agradecer a Sebastián
Bernstein, quien no sólo corrigió previamente esta memoria, revisándola minuciosamente hoja
por hoja, sino que además, agregó de su puño y letra varios párrafos de relevante importancia.
Quisiera expresarle mi más profundo reconocimiento.
En síntesis, esta memoria incluye las siguientes materias: en el capítulo I realizo una descripción
de las diferentes actividades eléctricas de generación, transmisión y distribución. En el capítulo
II, me refiero a la institucionalidad e instrumentos regulatorios del sector, dividiendo este capítulo
en tres partes: el primero abarca desde el año 1883 hasta el año 1931, el segundo todo el período
entre 1931 y 1974 y el tercero, desde 1974 en adelante. En el capítulo III describo en forma
detallada la ley eléctrica actualmente vigente, específicamente el sistema de concesiones,
servidumbres, causales de caducidad, transferencia y extinción de las concesiones y la
explotación de los servicios eléctricos y del suministro. En el capítulo IV analizo las tarifas
eléctricas, es decir, los precios de nudo y los valores agregados de distribución. En el capítulo V
efectúo una evaluación del actual marco regulatorio del sector eléctrico y de las modificaciones
propuestas en el proyecto de los Senadores. Cierra esta memoria las conclusiones de rigor.
PRÓLOGO DEL INGENIERO DON SEBASTIÁN BERNSTEIN
La memoria de Hedy Matthei constituye un hito importante en el análisis de la evolución del
marco institucional, regulatorio y legal del sector eléctrico chileno, desde sus inicios en los
últimos años del siglo diecinueve hasta su situación actual, y particularmente del régimen vigente
y del proyecto de ley de reforma de la Ley General de Electricidad impulsada en 1999 por un
grupo de senadores representativo de todo el espectro político.
Hedy Matthei ha logrado desarrollar con mucho éxito la difícil tarea de exponer y relacionar con
claridad los aspectos tecnológicos, económicos e institucionales que envuelven al sector eléctrico,
y la forma en que ellos condicionan el marco legal en que sector se desarrolla. De particular
interés son el análisis de la evolución histórica de las regulaciones que se han aplicado al sector,
la recapitulación del debate sobre política eléctrica que se llevó a cabo durante la década del
treinta, y la muy detallada descripción del marco regulatorio y legal vigente, con sus fundamentos
económicos.
Las bases de la reforma propuesta por los senadores de todo el espectro político son analizadas
con profundidad, y esta parte de la memoria constituye un verdadero informe técnico de dicha
iniciativa. No me queda mas que felicitar a Hedy por este magnífico trabajo y hacer extensivo
este saludo a la Universidad por haber apoyado su realización.
Santiago, 26 de Octubre de 2001
Juan Sebastián Bernstein Letelier
Socio-Director Synex Ingenieros Consultores
Ex Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de
Energía 1984-1990
1
CAPÍTULO I.-
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SECTOR ELÉCTRICO
1.1.- Sistemas eléctricos de potencia:
Las centrales generadoras de energía raramente se ubican cerca de los centros de
consumo. Esto se debe fundamentalmente a diversas razones técnicas y económicas como
son la ubicación de las caídas o desniveles adecuados en el caso de centrales hidráulicas,
ubicación cercana a las minas de carbón y a fuentes adecuadas de agua para refrigeración
en caso de centrales térmicas, ubicación alejada de las ciudades y cercana a fuentes de
agua para refrigeración en el caso de centrales nucleares, etc. Ello hace imprescindible la
construcción de uniones eléctricas más o menos importantes entre las centrales y los
centros de consumo, tomando en cuenta condiciones de carácter técnico, que dicen
relación con la capacidad de transporte requerida y la calidad del producto entregado,
como son las variaciones aceptables en la tensión y en la frecuencia o bien el hecho de
que se debe asegurar la entrega de energía en cualquier momento. Estas redes han dado
paulatinamente origen a los denominados sistemas eléctricos de potencia, los que pueden,
conforme a lo recién expresado, conceptuarse en el conjunto de instalaciones que
permiten generar, transportar y distribuir la energía eléctrica, en condiciones adecuadas
de tensión y frecuencia, y en lo posible sin interrupciones1.
1 Sistemas eléctricos de potencia, Universidad Católica de Chile, Escuela de Ingeniería, Departamento de Ingeniería Eléctrica
2
1.2.- Principales sistemas eléctricos del país:
En el país existen cuatro diferentes sistemas eléctricos. Ordenados de norte a sur, ellos
son:
• Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).
• Sistema Interconectado Central (SIC), principal sistema eléctrico del país.
• Sistema Eléctrico de Aysén .
• Sistema Eléctrico de Magallanes2.
De estos sistemas, los más importantes son el SIC, que se extiende entre Taltal y Chiloé y
concentra el 72,1% de la capacidad total instalada en el país y el SING, que se extiende
entre Arica y Antofagasta, y concentra el 27 % de la capacidad total instalada en el país.
El sistema de Magallanes, que abastece la XII Región, concentra un 0,7% de la capacidad
total instalada y el Sistema de Aysén, que atiende el consumo de la XI Región, concentra
un 0,2% de la capacidad total instalada.
Cabe destacar que entre el SIC y el SING existen grandes diferencias. Por ejemplo,
mientras que en el SING el 90% del consumo está conformado por grandes clientes,
mineros e industriales, tipificados en la normativa legal como clientes no sometidos a
regulación de precios, el SIC abastece un consumo destinado mayoritariamente a clientes
regulados, (el 60% del total), otorgando suministro eléctrico a más del 90% de la
población.
2 En la página web de la Comisión Nacional de Energía (www.cne.cl), el lector podrá encontrar información actualizada referente a cada uno de estos sistemas eléctricos.
3
En relación a la generación, en el SING operaban a diciembre de 1999, un total de 6
empresas de generación, constituidas por centrales térmicas de carbón, fuel, diesel y,
desde 1999, por centrales de ciclo combinado a gas natural. Sólo existen dos unidades
hidroeléctricas en este sistema. Por el contrario, en el SIC, operaban a la misma fecha un
total de 18 empresas de generación, constituidas en un 58,4% por centrales
hidroeléctricas y 51,6% por centrales térmicas de carbón, fuel, diesel y de ciclo
combinado a gas natural.
1.3.- Actividades al interior del sector eléctrico:
Dentro de un sistema eléctrico de potencia, la electricidad, como energía útil en los
centros de consumo, se obtiene a través de tres tipos de actividades, a saber:
• generación o producción
• transmisión o transporte
• distribución
Los sistemas eléctricos permiten ejecutar estas actividades en forma simultánea,
asegurando segundo a segundo el necesario ajuste entre producción y consumo, ya que es
comercialmente imposible almacenar la electricidad en grandes cantidades de acuerdo a
las actuales tecnologías. Debe considerarse, en efecto, que la demanda en el sistema
eléctrico presenta variaciones instantáneas, horarias, diarias y estacionales a lo largo de
un año determinado, que hace necesario un permanente equilibrio entre la producción y el
4
consumo y suficiente capacidad del sistema para abastecer la demanda máxima anual de
potencia, o también llamada “potencia de punta”, con el grado de seguridad requerido. En
consecuencia, las capacidades de generación, transmisión y distribución de un sistema se
determinan en conformidad a las potencias de punta requerida para cada período, de
acuerdo a las estadísticas existentes, y a las herramientas de proyección de que se
disponga, con el objeto de asegurar la existencia de recursos de energía necesarios.
Esta simultaneidad influye en las características de la regulación jurídica del uso de la
energía eléctrica, pues se requiere una coordinación de la operación del sistema e
incentivos adecuados que aseguren que las empresas eléctricas expandan sus
instalaciones para satisfacer el crecimiento de la demanda. Cabe señalar que la demanda
de electricidad crece a tasas del orden de 7% a 8% anual, lo que implica su duplicación
cada 9 o 10 años.
1.3.1.- Actividades de generación eléctrica:
Las actividades de generación eléctrica en Chile son efectuadas principalmente por
empresas de servicio público, entendiendo por tales aquellas cuyo giro principal es la
producción, transporte o distribución de electricidad destinada a ser comercializada, ya
sea mediante la venta a otras empresas eléctricas de servicio público o bien a usuarios
finales. Se trata de productores cuyo giro principal es la generación de energía para su
venta a terceros.
5
Esta actividad también es llevada a cabo por los autoproductores, que son centros
aislados de generación, que producen energía eléctrica para consumo propio. Se trata
fundamentalmente de empresas industriales y mineras, que abastecen total o parcialmente
sus necesidades de electricidad. Los autoproductores representan hoy el 6,1% de la
potencia total instalada en el país ( ver cuadro Nº 1 en apéndice). En su gran mayoría,
ellos se encuentran interconectados a los sistemas eléctricos de servicio público.
La potencia instalada total, que equivale a la capacidad de generación en el país, se mide
en megawatts (MW) y alcanzó en diciembre de 1999 un total de 9.942 MW3. De este
total, un 93,9% fue aportado por generadores de servicio público y un 6,1% por empresas
de autoproductores. Este porcentaje, hacia 1940, era muy diferente. La potencia instalada
del Servicio Público era de 179 MW y la de los Autoproductores era de 308 MW4.
1.3.1.1.- Fuentes de generación de electricidad:
Las fuentes de energía se clasifican, en términos generales, en primarias y secundarias.
Un sistema energético comienza con la utilización de los recursos energéticos o de
energía primaria, es decir, con recursos naturales disponibles en forma directa o indirecta
para su uso energético. Tal es el caso del petróleo crudo, y en el caso de la energía
eléctrica, el agua o gas natural. La energía pasa a un centro de transformación, como por
ejemplo, una refinería de petróleo o bien, una central hidroeléctrica o termoeléctrica,
3 Balance de 1999 de la CNE. 4 Bernstein, Sebastián, “Soluciones Privadas a Problemas Públicos”, Instituto Libertad y Desarrollo, Editorial Trineo S.A., 1991, pág. 178.
6
dando como resultado la energía secundaria. En consecuencia, se puede decir que la
electricidad es una forma de energía secundaria que puede ser generada a partir de
diversas fuentes de energía primaria.
En Chile, los recursos o fuentes más económicos para generar electricidad son la energía
hidráulica, el carbón, el gas natural, el petróleo y la leña y subproductos. La energía
nuclear no aparece competitiva todavía para desarrollarse en ninguno de los sistemas
eléctricos del país5.
5 La opción de incorporar centrales nucleoeléctricas para la generación de electricidad en Chile, se estudió entre los años 1970 y 1980 por parte de Endesa, el Organismo Internacional de Energía Atómica (OEIA), la Comisión de Energía Nuclear y Chilectra. Estos estudios se interrumpieron cuando en 1980 la CNE realizó un estudio de factibilidad de la instalación de una central nuclear en el SIC y concluyó que ello resultaba mucho más caro que un desarrollo convencional. El Gobierno de la época acogió el estudio y estableció una moratoria indefinida sobre el proyecto nuclear. Dentro de los aspectos a considerar para un futuro desarrollo nucleoeléctrico en Chile, se destaca: - Especiales características de la nucleoelectricidad, entre las cuales se cita una tecnología más compleja,
una mayor inversión inicial, mayor complejidad en infraestructura tecnológica y combustible, y mayores requisitos de aceptación del público que las formas tradicionales de generación.
- Participación del Estado: se señala que la incorporación de una central nucleoeléctrica al sistema necesita el desarrollo de una serie de actividades y servicios conexos e instalaciones suplementarias de apoyo y la suscripción a los distintos tratados internacionales que rigen la materia, entre otros aspectos.
- Limitaciones del mercado nucleoeléctrico: para la adquisición de una central nucleoeléctrica el país comprador debe limitarse a diseños que den garantía.
- Suministro de combustible: en general, el suministro de combustible nuclear se encuentra asegurado en la parte anterior del ciclo de combustible nuclear. Además, es posible el desarrollo de algunas de sus fases en forma local. Sin embargo, la fase posterior del ciclo de combustible se caracteriza por una capacidad muy limitada de reprocesamiento, lo que ha llevado a la necesidad de incluir en el diseño de las centrales nucleoeléctricas la infraestructura necesaria para el almacenamiento en sitio del combustible quemado.
- Desechos radioactivos: el almacenamiento y manejo de los desechos radioactivos de niveles de actividad baja e intermedia han sido superados. Sin embargo, esto no sucede en el caso de los desechos radioactivos de alta actividad, proceso que se encuentra aún en etapa de investigación.
- Medio ambiente: la energía nuclear y la energía hidráulica constituyen actualmente las únicas alternativas viables para cumplir con las grandes demandas de energía en forma limpia, sin emisión de CO2.
En Chile, la posibilidad de contar con centrales nucleoeléctricas se ha visto desplazada, entre otros, por la incorporación del gas natural en la generación eléctrica. Esta opción estaría siendo postergada para el SING hacia el año 2020 y en el SIC no antes del 2010.
7
Pero además de estas fuentes de energía, llamadas fuentes tradicionales, existen otros
medios no convencionales o no tradicionales para producir electricidad, tales como la
energía fotovoltaica, (energía solar captada mediante el uso de paneles), la solar térmica,
la biomasa (energía obtenida de compuestos orgánicos que se han producido en el tiempo
por procesos naturales, como los residuos forestales o de la agricultura, que con
posterioridad se transforman en combustibles), microcentrales hidráulicas, la energía
eólica y la energía geotérmica. A los precios actuales, éstas sólo son competitivas para
satisfacer consumos eléctricos pequeños en lugares muy alejados de los sistemas
eléctricos existentes. Según datos de la CNE, el abastecimiento energético del país, en el
corto y mediano plazo, estará sustentado principalmente por recursos tradicionales. Sin
embargo, los no convencionales podrían tener una demanda creciente en el largo plazo.
Los recursos energéticos no convencionales, utilizados hoy en día son6:
• El biogas: se utiliza en sectores urbanos, especialmente Santiago, Valparaíso y Viña
del Mar, donde es producido en los vertederos de basuras.
• La energía solar: es utilizada preferentemente en la zona norte, que cuenta con uno de
los niveles de radiación más altos del mundo, para el calentamiento del agua y
también para la generación de electricidad con paneles fotovoltaicos para viviendas
aisladas y dispersas.
• La energía eólica: producida por los vientos, es utilizada en el bombeo de agua y en
pequeños autogeneradores. Existen recursos eólicos importantes en los extremos
norte y sur del país.
6 Biblioteca del Congreso Nacional, Departamento de Estudios y Extensión: “La Opción Nuclear para la Generación de Energía Eléctrica en Chile”, 1998.
8
• La energía geotérmica: producida por el calor natural de la tierra. Hasta el momento
no ha sido utilizada en Chile como fuente para generar energía, pero recientemente, se
aprobó en el Congreso la Ley N° 19.657 sobre Concesiones de Energía Geotérmica,
que esperamos, signifique un desarrollo importante de esta energía7.
• La biomasa: que se utiliza principalmente en el sector residencial urbano-rural y
también para autogeneración.
El desarrollo de este tipo de fuentes no tradicionales hacia el futuro es importante. Se
estima que la demanda de electricidad en el mundo crecerá a tasas iguales o mayores que
la economía de los países, especialmente, en los países en desarrollo. Por otra parte, se
estima un agotamiento a muy largo plazo de los recursos energéticos no renovables,
como son el gas natural y el petróleo y una saturación en la explotación de los recursos
renovables económicos, tales como la hidroelectricidad y la geotermia.
Microcentrales
Antes de entrar a revisar los tipos de centrales de generación eléctrica de nuestro país,
debemos destacar que en agosto del 2000, un artículo de la revista norteamericana “The
Economist”, señaló que la generación de energía eléctrica en plantas grandes, sucias e
ineficientes estaría por cambiar al verse éstas expuestas a una competencia proveniente
7 Para mayor información, ver informe elaborado por la Senadora Evelyn Matthei para la Revista de Derecho sobre Derecho y Minería, de la Universidad Católica del Norte, de la editorial Integra, publicada en 1999 después de la 2° Jornada de derecho de minería, denominado “Análisis del proyecto de ley que establece normas sobre concesión para la exploración y explotación de energía geotérmica”, referente a la Ley N° 19.657 sobre Concesiones de Energía Geotérmica.
9
de pequeños rivales con tecnologías más eficientes, seguras y limpias. Entre las ventajas
de las microcentrales, se nombran las siguientes:
• Presentan una calidad de suministro confiable e ininterrumpido, factor cada vez más
exigido por los usuarios.
• Al encontrarse este tipo de plantas cerca de los edificios, es posible ocupar la energía
sobrante en forma más eficiente. Por ejemplo, para la calefacción de los edificios
contiguos.
• Permiten a los usuarios de energía independizarse de las mallas eléctricas de
distribución, las que en algunos países, son extremadamente inseguras.
• Los niveles de calidad, cada vez mayores, han forzado a las empresas a utilizar
métodos de generación cada vez más limpios. En este sentido, la microgeneración es
un sistema extramadamente limpio, ya que las más contaminantes de éstas queman
gas natural, un combustible razonablemente benigno. Las otras usan hidrógeno y luz
solar, ambas, el sueño de los ambientalistas.
La investigación de este tipo de energía se encuentra tan avanzada, que se contempla que
el mercado por este tipo de equipos puede llegar a ser de más de 60 billones de dolares al
año, de aquí a unos 10 años. Fundamentalmente, se trata de centrales de turbinas a gas y
de celdas a combustible. Este sistema de generación, en que la electricidad se obtiene de
la combinación de hidrógeno con oxígeno del aire, es considerado el favorito para
reemplazar los motores de combustión interna de los vehículos y los sistemas de
generación en general. Según el artículo, esta revolución energética, que podría llegar a
ser tanto o más dramática que la que afectó al mundo de las telecomunicaciones en los
10
años 80, y que podría significar que la energía sea generada en el propio patio trasero, ha
tenido como origen la liberalización del mercado y los avances tecnológicos y
medioambientales. Los resultados se verán reflejados en menores precios para los
consumidores y mayor capacidad para satisfacer la creciente demanda por electricidad.
1.3.1.2.- Tipos de generación en Chile:
En nuestro país, la electricidad se genera a partir de centrales hidroeléctricas y de
centrales térmicas, principalmente generados con vapor-carbón, turbinas a gas natural,
vapor-petróleo y turbinas que consumen petróleo. Las características que deben tomarse
en cuenta para determinar las ventajas de uno u otro tipo de planta generadora de
electricidad, son los costos de inversión por unidad de potencia producida y los costos
operacionales. Por ejemplo, las hidroeléctricas tienen costos de inversión sumamente
altos pero costos operacionales bajos. Al revés, las termoeléctricas en base a petróleo
tienen costos de inversión bajos, pero costos operacionales altos, por lo que éstas
debieran explotarse sólo en períodos de sequías o bien para proveer la energía que las
hidroeléctricas no alcanzan a generar. Hacia 1999, en el SIC, un 58,3% era generada por
sistemas hidroeléctricos y un 41,7% por sistemas termoeléctricos8 y en el SING, un 0,5%
era generado por sistemas hidroeléctricos y el 99,5% por sistemas termoeléctricos, (ver
8 Estas cifras se encuentran distorsionadas por la grave sequía sufrida en los años 1998-1999. Si se observan las cifras de los años 1990-1997, observamos que en promedio, la generación térmica alcanzó un 23,3% y la hidroeléctrica el 76,7%. Según Artículo publicado en el diario El Mercurio de fecha 25 de noviembre de 1998, “tradicionalmente y con hidrologías normales, la presencia de las centrales térmicas (a gas natural, carbón o petróleo diesel) en el SIC no supera el 30% estando el restante 70% representado por centrales hidroeléctricas. Sin embargo, ante el actual escenario de sequía, el parque térmico, ha adquirido una importancia vital, ya que el aporte de éstas ha aumentado a más de un 60%. Esto se debe a las condiciones de sequía que afectan al país por segundo año consecutivo, lo que ha impedido un adecuado almacenamiento de recursos hídricos en los principales embalses del país”.
11
cuadro Nº1 en apéndice). A continuación se hará un análisis de cada una de estos tipos de
generación.
1.3.1.2.1.- Generación Hidroeléctrica:
Concepto de central hidroeléctrica:
Las centrales hidráulicas son aquellas centrales movidas por el agua, ya sea aprovechando
un caudal importante con un desnivel pequeño, como por ejemplo en Brasil y Venezuela,
ya sea con un caudal pequeño o mediano y un desnivel grande, que es el caso normal en
nuestro país. Las obras hidráulicas, generadoras de energía eléctrica reciben el nombre de
centrales hidroeléctricas o hidráulicas. Este tipo de centrales son atractivas por sus bajos
costos de operación, pero requieren normalmente inversiones elevadas y plazos largos de
estudio y de construcción. Además, las condiciones adecuadas para su instalación no se
dan en todos los países y quedan a menudo alejadas de los grandes centros de consumos.
Tipos de centrales hidroeléctricas:
Dentro de éstas, se distinguen:
a) Las centrales de pasada, que son aquellas en las que no es posible almacenar agua,
y la generación debe seguir las fluctuaciones del agua disponible. Estas sólo
pueden trabajar en la “base” de la demanda, es decir, en aquella parte de la
demanda que es constante, sin fluctuación horaria.
12
b) Las centrales de embalse, en que es posible acumular grandes cantidades de agua.
Según el tamaño del embalse puede hacerse una regulación diaria, semanal,
mensual o incluso interanual.
c) Las centrales de bombeo, en que el agua que sale de la central es embalsada en un
estanque inferior, para ser bombeada en horas de bajo consumo a un embalse
superior, desde donde volverá a caer durante las horas de máxima demanda. Este
tipo de central no existe en Chile.
Disponibilidad de recursos hídricos:
Chile es un país especialmente dotado para la producción de energía hidroeléctrica
debido a la configuración de su territorio, que permite la existencia de ríos torrentosos por
el desnivel cordillera-mar, lo que les confiere gran potencial hidroeléctrico. De esta
forma, la principal fuente de la energía eléctrica en nuestro país es la hidráulica, ya que
los costos variables de operación, para generarla, son cercanos a cero. Estas condiciones
se ven favorecidas en la zona sur del país, donde las precipitaciones son abundantes y
bien repartidas durante el año. Más del 90% de la hidroelectricidad se produce en Chile
en esta zona. Lamentablemente, la zona sur del país es aquella en la que se gasta menos
electricidad, por lo que debe ser posteriormente transportada hacia las zonas centro y
norte del país. Como vimos, esta característica es lo que genera los llamados sistemas
eléctricos.
En términos de caudales disponibles, según informes realizado por la Dirección General
de Aguas, (DGA), a nivel nacional se alcanza a un valor total de 29.105m³/sg. Sin
13
embargo, el caudal que efectivamente presenta un interés económico para su desarrollo
con fines hidroeléctricos tiene límites naturales, definidos tanto por consideraciones
técnico-económicas como geográficas. Con este propósito se han realizado inventarios de
los recursos hidroeléctricos del país. Es así como en 1973, Endesa evaluó la potencia total
instalable en 18.780 MW, con un aprovechamiento de 15.284 m³/sg. Posteriormente, se
encontraron nuevos recursos por las empresas del área, de modo que en la actualidad se
ha estimado el potencial hidroeléctrico total del país en 28.000 MW, lo que pudiere
significar un caudal máximo de diseño para efectuar los aprovechamiento de 23.000
m³/sg. Cabe recordar que la potencia total instalada en Chile a 1999 alcanzaba a los 9.265
MW.
Por otra parte, la DGA, con el apoyo de empresas consultoras, realizó en 1995 una
proyección de la demanda para fines hidroeléctricos al año 20179. De acuerdo a los
antecedentes obtenidos, se estima que los recursos hidroeléctricos efectivamente
utilizables del país, de la XI Región al norte, alcanzan como máximo a un caudal del
orden de 30.000 m³/sg. La mayor parte de este potencial se concentra en la zona centro
sur del país (V a X regiones) con un 65% del total10. Actualmente, Endesa posee el 67%
del total hidroeléctrico en explotación y el 35% de la capacidad potencial total por
instalar en la zona central (sin contar que si se otorgan aquellas solicitudes ya presentadas
9 Estudio denominado “Uso Actual y Futuro de los Recursos Hídricos de Chile, DGA -IPLA, 1995”. 10 Fuente: ENDESA
14
a la DGA obtendría el 55% de los recursos del SIC)11.
Régimen de construcción de obras de generación hidroeléctrica:
Las obras hidráulicas destinadas a producir energía eléctrica tienen en Chile un régimen
especial, inserto dentro de la institucionalidad eléctrica, con evidentes conexiones con la
institucionalidad específica de aguas. La construcción de centrales hidroeléctricas no está
sujeta a una planificación estatal de carácter obligatoria y sólo existe una planificación a
título indicativo. Los particulares pueden libremente efectuar obras de generación
eléctrica, sin necesidad de una concesión eléctrica por parte de la Administración. Ellos
“pueden” optar por una concesión, pero esto es sólo con el objeto de acceder a los
privilegios que ésta conlleva, básicamente servidumbres de ocupación de terrenos para
inundación o construcción de canales y bocatomas.
El uso de aguas para generación hidroeléctrica requiere, sin embargo, la obtención de un
derecho de aprovechamiento de las aguas por parte de la Dirección General de Aguas, en
conformidad al Código de Aguas12. De acuerdo a este Código, los derechos de
aprovechamiento de aguas pueden ser consuntivos y no consuntivos. Los derechos
consuntivos son aquellos que facultan al titular para consumir totalmente el agua en
cualquier actividad. Este tipo de derechos se utilizan principalmente en la agricultura y
11 Según la Comisión Nacional de Energía, los precios de la electricidad reflejan las reales alternativas de desarrollo del sistema eléctrico, el grado de competencia de los productores y el nivel de adaptación de la oferta y la demanda de energía. En el caso de que las empresas existentes puedan restringir de manera monopólica la oferta futura de electricidad, controlando, entre otras cosas, los derechos de aprovechamiento de aguas en todas las cuencas en que pueden realizarse los futuros desarrollos hidroeléctricos, afectarán finalmente el precio de la electricidad en desmedro de todos los usuarios. 12 El Código de Aguas en vigencia se encuentra contenido en el DFL N° 1122 de 1981.
15
minería. Los derechos no consuntivos son aquellos que permiten al titular emplear el
agua sin consumirla y lo obliga a restituirla en la forma que lo determine el acto de
adquisición o de constitución del derecho13. Los derechos no consuntivos se relacionan
principalmente con la generación de la energía eléctrica, no obstante haber otros usos que
también fundamentan estos derechos, como son la fuerza motriz, la piscicultura, la
recreación, etc. En este último caso, la devolución de las aguas debe hacerse de forma
que no perjudique los derechos de terceros constituidos sobre las mismas aguas, en
cuanto a su cantidad, calidad, substancia, oportunidad de uso y demás particularidades.
Problemática de las relaciones intersectoriales:
El Código de Aguas no se refiere especialmente a la forma de resolver conflictos que
surjan entre los diferentes sectores, como son los problemas de contaminación industrial
y urbana de las aguas y la relación entre usos consuntivos y no consuntivos, es decir,
entre el riego y la energía principalmente. Efectivamente, aunque para los derechos
consuntivos y para los derechos no consuntivos corresponden dos usos cualitativamente
13 Según Carl J. Bauer, esta categoría de derecho se creó con la dictación del Código de Aguas de 1981. En las leyes y Códigos anteriores se hablaba de “usos no consuntivos”, en relación a sus listas de usos preferentes, pero nunca les habían dado categoría de derechos. El propósito de esta creación fue facilitar el uso múltiple de las aguas para fomentar, principalmente, el desarrollo hidroeléctrico en las partes altas de cuencas hidrográficas, sin perjudicar a los derechos “consuntivos” (término también nuevo) ya existentes de los regantes aguas abajo, ya que tras ocupar las aguas en sus plantas generadoras los usuarios no consuntivos deben devolverlas a sus cauces originarios para que los usuarios consuntivos puedan ocuparlas a su vez. Bauer señala que un participante en la redacción del Código le explicó que la creación de este nuevo concepto fue análoga a la creación legislativa de la categoría de derechos eventuales en el siglo pasado, es decir, respondió a una creciente necesidad de aprovechar más plenamente un recurso que ya se había asignado hasta el límite del sistema de propiedad vigente. Lamentablemente, la normativa que rige la relación entre los dos tipos de derechos es incompleta y ha dado lugar a conflictos entre sus respectivos usuarios y a una jurisprudencia inconsecuente. Ver Bauer, Carl J., “Los derechos de aguas y el mercado: efectos e implicancias del Código de Aguas chileno de 1981”, Revista de Derecho de Aguas del Instituto de Minas y Aguas, Vol IV de 1993, Universidad de Atacama.
16
diferentes, en la práctica están profundamente relacionados. Por esta razón, se han
generando una serie de conflictos entre los titulares de ambos derechos sobre los mismos
recursos, como es el caso de los titulares de derechos consuntivos que han reclamado a
centrales hidroeléctricas, con derechos no consuntivos, porque las segundas han
mantenido stock del elemento en períodos de sequía o previniendo cambios de estación,
con lo cual han disminuido los caudales de las cuencas en las zonas media y baja
perjudicando los usos de riego14.
En esta área, como en otras, el Código se ciñe a la libertad y autonomía privada de los
tenedores de derechos y la institucionalidad asociada, específicamente, las comunidades
de aguas, asociaciones de canalistas o juntas de vigilancia15. La administración pública
tiene un papel mínimo en la coordinación de los distintos usos de aguas y la resolución
de los conflictos, por lo que dichas funciones deberán tratarse a través de tres posibles
mecanismos institucionales16:
• Negociaciones privadas y voluntarias entre particulares
• Actuación de organizaciones privadas o semiprivadas, ya sean asociaciones de
canalistas, juntas de vigilancia u otras entidades
• Procedimientos y fallos judiciales.
14 Arrau, Fernando (1996), “Distribución y comercialización de las aguas en Chile”, Revista de Derecho de Aguas del Instituto de Minas y Aguas, Vol. VII, de 1996, Pp. 101-142, Universidad de Atacama. 15 El Código establece normas para estas tres tipos de organizaciones de usuarios. Las comunidades de aguas y asociaciones de canalistas comprenden quienes tienen derechos en la misma fuente o cauce artificial, con la diferencia que las asociaciones tiene personalidad jurídica y son generalmente mejor organizadas y capaces. Las juntas de vigilancia abarcan cauces naturales y así tienen mayor rango jerárquico, siendo confederaciones de las demás organizaciones y usuarios. En términos inter-sectoriales las juntas son las que tienen carácter relevante. 16 Este tema está tratado en el título IV, “Efectos del Código en las Relaciones Intersectoriales”, de Bauer, op.cit.pp.13.
17
Los resultados obtenidos de la aplicación de estos mecanismos a la solución de conflictos
sectoriales no han sido satisfactorios. Las juntas de vigilancia han fracasado debido a que
les ha sido imposible llegar a acuerdos y menos imponer su voluntad a los usuarios
hidroeléctricos, quienes a pesar de ser miembros de las juntas, gozan de un poder de
votación desproporcionado con respecto a los demás miembros17. Los problemas
presentados a la DGA no han sido resueltos en forma eficaz. Por otra parte, los tribunales
de justicia tampoco han resuelto satisfactoriamente los problemas que se han presentado.
Además de la lentitud en sus resoluciones, no han establecido jurisprudencia que
clarifique el contenido de los derechos en pugna. Esto se ha debido en gran parte al
formalismo y autolimitación de la judicatura en torno a su propia función: suele negarse a
entrar al fondo de la materia técnica, aun cuando su propia jurisprudencia ha dejado
cuestiones abiertas. En resumen, existe un vacío institucional importante en la solución
de este tipo de conflictos, lo que acarrea consecuencias sociales, económicas, políticas y
ambientales serias18. Lamentablemente, este asunto no fue abordado en el proyecto de
reforma al Código de Aguas presentado por el Ejecutivo y que se tramita actualmente en
el Congreso.
17 Esto se debe a una falla en el Código de Aguas: el artículo 268 establece que cada acción de agua tiene un voto en la junta a la cual pertenece, olvidando que en el mismo cauce una cantidad de agua determinada puede pasar por varios usos no consuntivos en cadena, cada uno con su propio derecho de agua , antes de llegar a un sólo uso consuntivo. Esto implica que los derechos no consuntivos cuentan con más votos. 18 La cuenca del Maule reviste el conflicto riego – energía más agudo del país, al que se suman conflictos entre distintos actores del mismo sector energético.
18
1.3.1.2.2.- Generadoras o centrales térmicas:
Concepto de centrales térmicas:
Las centrales térmicas convencionales pueden catalogarse en 4 grandes categorías:
a) Centrales a vapor, en que un combustible quemado en una caldera, produce vapor a
alta temperatura y presión, el cual mueve una turbina al cual está acoplado un
generador. El combustible puede ser carbón, petróleo, gas natural o leña. En Chile,
este tipo de central es usado principalmente quemando carbón en sus calderas.
b) Turbinas a gas, del tipo usado en los motores de los aviones jet, en que el combustible
es mezclado con aire y su inflamación produce una expansión que mueve una turbina
al que se acopla un generador. El combustible usado es normalmente petróleo diesel o
bien, gas natural.
c) Ciclos combinados, que consisten en una turbina a gas cuyos gases de escape, a alta
temperatura, pasan por una caldera que genera vapor el cual mueve a su vez una
turbina convencional. Se combinan así dos tecnologías complementarias, lo que
incrementa la eficiencia. Normalmente, el combustible usado es gas natural.
d) Motores diesel, del tipo usado en grandes camiones o en barcos, que usan
normalmente como combustible petróleo diesel o petróleo residual.
La ubicación de estas centrales, principalmente las de vapor, se ve condicionada por las
importantes necesidades de agua, especialmente para refrigeración. En consecuencia,
19
generalmente se encuentran en la costa o junto a grandes ríos. Por su parte, los costos de
inversión de este tipo de centrales son bajos, sin embargo presentan costos de operación
mucho más altos que las hidráulicas debido a que emplea como insumos carbón, gas
natural y/o combustibles líquidos, como el petróleo, los cuales son insumos costosos. En
consecuencia, el consumo de estos combustibles y el funcionamiento de las centrales
térmicas está en estrecha relación con el desempeño de las centrales hidroeléctricas. Es
necesario señalar además, que las centrales térmicas a vapor y los ciclos combinados son
poco adecuados para servir las puntas del consumo ya que parten lentamente y tardan
varias horas en tomar carga.
Tal como se indicó en un pie de página más arriba, las centrales térmicas toman
importancia sólo cuando las hidráulicas no funcionan, ya sea por motivos de sequía u
otros. Esto se puede apreciar claramente en el Cuadro Nº 2 del apéndice. En las columnas
relativas a la Generación de Electricidad, medida en Giga/watts hora (GWh), se aprecia
que en 1994, año de hidrología normal, la generación total de las centrales térmicas fue
de 7.965 y de las hidráulicas de 17.302. En 1998, sin embargo, año de sequía, la
generación de las centrales térmicas fue de 19.031 y de las hidráulicas de 15.855. Esta
relación se hace más notoria si se analiza la generación mes a mes durante 1998 de cada
tipo de central. La razón por la cual se produce este fenómeno es que en condiciones
normales, las centrales térmicas no pueden competir con las centrales hidráulicas, ya que
estas últimas tienen un costo variable de operación, para generar electricidad, cercano a
cero. En la medida que escasea el agua, aumenta su valor y por ende, los costos de
operación, acercándolos a los costos de operación de las térmicas, las que de esta forma,
podrán competir con las hidráulicas. Cabe, sin embargo, destacar, que los ciclos
20
combinados sí son capaces de competir favorablemente con las hidroeléctricas, pues su
costo total, incluyendo el combustible, es muy bajo.
Ingreso de gas natural desde Argentina:
El uso del gas natural tiene una serie de ventajas en relación a otros combustibles, entre
otras, una mayor eficiencia energética, cuando se usa en centrales de ciclo combinado,
menor emisión de contaminantes, facilidad de operación y continuidad de suministro. En
cuanto a sus desventajas, el gas natural no es fácilmente licuable, lo que dificulta su
transporte y almacenamiento. Este requiere la construcción y operación de redes de
transporte, lo que implica grandes inversiones.
La llegada del gas a Chile ha tenido un efecto importante en el mercado eléctrico,
bajando los niveles de precios. Ello se debe a que a pesar de tener costos operacionales
superiores a las centrales hidráulicas, tienen bajo costo de inversión, períodos de
construcciones muy cortos y se ubican cerca de las zonas de consumo, evitando los costos
de transmisión y pudiendo competir efectivamente con la generación hidráulica. Cabe
destacar que el Convenio de Interconexión Gasífera firmado entre Argentina y Chile de
1990, ha permitido el inicio de numerosas obras en este sector, cambiando la estructura
de la matriz energética chilena a raíz de la puesta en marcha de una serie de centrales de
ciclo combinado como son: Nueva Renca, Nehuenco y San Isidro. Para los años 2003 y
2005 está previsto la puesta en funcionamiento de otras cuatro centrales. Además, en
1997 se firmó el Protocolo de Interconexión Eléctrica con Argentina, que dispone el
marco jurídico necesario para que el sector privado emprenda proyectos de esta índole.
21
Actualmente, está en funcionamiento la llamada línea “Electroandina” que trae energía
desde Salta, Argentina al norte de Chile.
Según estimaciones del ex Ministro Alejandro Jadresic19, en el caso del SIC, si
actualmente el 75% de la capacidad instalada corresponde a hidroelectricidad y el 25% a
termoelectricidad en el próximo siglo este esquema se reducirá a un 60% la
hidroelectricidad y se elevará la termoelectricidad a un 35%. Dentro de esto, se prevé que
la participación del gas argentino en la producción de energía eléctrica en Chile llegará
paulatinamente a un 28% en el año 2005 y se mantendrá en 24% hacia el 2010.
1.3.2.- Actividades de transmisión eléctrica:
Según vimos, los centros generadores de energía eléctrica en el país se encuentran lejos
de los grandes centros de consumo por factores naturales, (v.gr. la ubicación geográfica
de los ríos), económicos y tecnológicos. La actividad de transmisión de energía eléctrica
debe, por tanto, transportar la energía a través de líneas de transporte desde los centros
generadores hasta las áreas de consumo, buscando un adecuado equilibrio entre las
inversiones en línea y las pérdidas que se producen en el transporte20.
19 Diario Estrategia, 7 de julio de 1997, pág. 18-19. 20 A mayor inversión (grosor del conductor, por ejemplo), menores pérdidas. Hay un óptimo para cada línea entre inversión y pérdidas a lograr.
22
1.3.2.1.- Fases del proceso de transmisión:
En el proceso de transmisión, se distinguen las siguientes fases:
1- Elevación de voltaje en las centrales generadoras: esto se hace por medio de
transformadores que elevan el voltaje de la corriente eléctrica a 500kV, 220 kV,
154 kV, 110 kV o 66 kV, según se requiera. La elevación de voltaje permite que
el transporte de energía se haga con poca intensidad de corriente (amperes), lo que
requiere menores conductores y produce más bajas pérdidas.
2- Una vez obtenido el voltaje apropiado, la electricidad es transportada por líneas de
alta tensión hacia subestaciones en las cuales la corriente es nuevamente
transformada para reducir el voltaje a uno de media tensión: 23 MV o 13,2 MV
3- Antes de llegar al consumidor final, el voltaje de media tensión es reducido a uno
de baja tensión: 220V o 380 V. Esta reducción de voltaje se produce en los
transformadores de distribución, que son normalmente los que uno observa en los
postes de líneas eléctricas.
En Chile, la electricidad se transmite a distintos voltajes en las líneas de alta tensión,
concentrándose la transmisión para largas distancias a un voltaje de 500 kV y 220 kV.
1.3.2.2.- Economías de Escala y tendencia al monopolio natural en el sector
Transmisión:
El subsector transmisión de energía eléctrica presenta economías de escala. En términos
generales, el concepto de economía de escala implica costos medios de largo plazo
23
decrecientes con los niveles de producción, y por consiguiente, costos marginales de
largo plazo inferiores a los costos medios de largo plazo, según se explicará a
continuación: el costo medio es el costo total dividido por el número de unidades
producidas21. El costo marginal es el aumento del costo total para producir una unidad
adicional de producción (o sea, la reducción del costo total derivado de la producción de
una unidad menos). Hay casos en que los costos se pueden reducir incrementando la
producción, es decir, a mayor volumen de producción, menor costo, reflejándose esto en
una curva decreciente (ver curva Cme del Cuadro Nº 3 del apéndice). En este caso, se
dice que hay costos medios decrecientes y economías de escala. Por su parte, los
monopolios naturales se presentan cuando los costos medios están disminuyendo en todos
los niveles de producción, es decir, cuando hay economías de escala. En estos casos, la
organización más eficiente de la industria, es la de una única empresa.
Fijación de precio en un monopolio natural:
En un monopolio natural, el precio se fija en el punto en que la curva de demanda
intersecta la curva de costo medio y no la curva de costo marginal, que es el punto ideal
para lograr la eficiencia económica, (ver Cuadro N° 3 del apéndice). La razón por la cual
los reguladores no obligan al monopolista a bajar el precio hasta el punto de intersección
de las curvas de demanda y de costo marginal, es que en un monopolio natural, con
costos medios decrecientes, los costos medios son menores al costo marginal, de forma
21 Economía, Paul A. Samuelson/William D. Nordhaus, Décimotercera Edición, Mc Graw Hill, Inc. pág. 598.
24
que un precio fijado a costo marginal hará que la empresa pierda dinero, y por tanto, no
produzca.
Según ya dijimos, la transmisión de electricidad de alta tensión, por presentar economías
de escala, constituye un monopolio natural. En consecuencia, la imposición de tarifas en
base a costos marginales no permitiría financiar operaciones de transmisión en el plazo
medio o largo debido a que en este tipo de economías, los costos medios a largo plazo
son superiores a los costos marginales. La regulación de tarifas de transmisión en Chile,
por parte del ente regulador, se hace en base a costos marginales, pero con el objeto de
cubrir los costos medios, los usuarios de las líneas de transporte deberán pagar un peaje.
La regulación de tarifas de transmisión se verá en detalle más adelante.
1.3.3.- Actividades de distribución eléctrica:
La distribución consiste en el transporte de potencia desde puntos específicos en las
líneas de alta o media tensión para su entrega a consumidores pequeños y medianos y a
industrias (pequeños, medianos y grandes demandantes) reduciendo su tensión mediante
transformadores a niveles apropiados para el uso industrial y doméstico, que en Chile es
de 220 V ó 380 V. Esta actividad se encuentra organizada en empresas de servicio
público las cuales obtienen suministros de energía mediante contratos con generadores.
25
1.3.3.1.- Economías de Escala y tendencia al monopolio natural en cada área
geográfica de distribución:
En distribución también se presentan economías de escala a nivel del suministro en
una determinada área; ello por cuanto una vez tendida una línea por una calle, resulta
más económico que ella atienda a la totalidad de los usuarios. En efecto, los costos fijos
de inversión en la línea son elevados como para duplicar una línea y concebir que cada
una sirve a la mitad de los consumidores. Asimismo, existen costos decrecientes a la
escala en el sistema administrativo de estas empresas, pues ellos dependen del número de
clientes atendidos y no de la potencia total distribuida. De esta forma, existen incentivos a
la instalación de una sola distribuidora por ciudad o área, a fin de aprovechar tales
economías. Dada la condición de monopolio natural que se configura, se hace necesario
regular el precio del servicio. La ley delimita las zonas de concesión de distribución y los
derechos y obligaciones de las empresas distribuidoras, contemplando la concesión de
servicio público de distribución para el establecimiento, operación y explotación de las
redes de distribución de servicio público.
26
CAPÍTULO II.-
HISTORIA DE LA INSTITUCIONALIDAD E INSTRUMENTOS
REGULATORIOS DEL SECTOR ENERGIA
La organización general de la industria de la producción y de la distribución de energía
eléctrica en los diferentes países ha tenido, a lo largo de los años, mayor o menor
preponderancia del rol estatal o de la empresa privada, según la filosofía socio-económica
imperante. En base a estas circunstancias, se dividirá este segundo capítulo en tres
períodos, abarcando el primero hasta fines de la década de los 30, el segundo hasta 1974
y el tercero, hasta la actualidad.
2.1.- PRIMER PERÍODO: HASTA 1930
Las primeras instalaciones de alumbrado público se realizaron en 1883 y fueron el inicio
de un desarrollo bastante dinámico del sector eléctrico, a cargo de empresas privadas en
forma exclusiva. En esta primera etapa de la utilización de la electricidad en Chile, se
encuentran hechos notables en cuanto al desarrollo de instalaciones pioneras en
Latinoamérica, y en la mayoría de los casos, desarrolladas sólo poco tiempo después de
las primeras instalaciones a nivel mundial22.
22 Cabe destacar que Edison inventó la ampolleta en 1879 y que la primera instalación experimental de alumbrado se efectuó en la exposición de París, en 1881. La primera instalación de alumbrado público se efectuó en Londres en 1982.
27
Debido a la creciente demanda de energía eléctrica y el desarrollo tecnológico del sector,
comenzaron a aparecer pequeñas compañías eléctricas, las que gradualmente se fueron
expandiendo e interconectando entre sí. Así, en 1897 se constituyó la primera compañía
de luz eléctrica, “Compañía de Luz Eléctrica de Punta Arenas” y la primera central
hidroeléctrica del país y de Latinoamérica, la Central Chivilingo, para la Compañía
Carbonífera de Lota. En 1900 aparecieron los primeros tranvías eléctricos y se creó la
Compañía de Valparaíso, que puso en servicio la central térmica Aldunate y generó la
energía eléctrica necesaria para el servicio público y el servicio de tranvías de esa ciudad.
El año 1905 se creó la Compañía de Electricidad Industrial, CGEI, en 1906 se creó en
Punta Arenas la Compañía de Alumbrado Eléctrico, en 1915 la primera línea de 110 kV,
entre Tocopilla y Chuquicamata, y el primer ferrocarril eléctrico de Sudamérica en 1916.
En 1919, después de terminada la Primera Guerra Mundial, que frenó el desarrollo
eléctrico del país, se creó la Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica, CONAFE, por
medios de capitales nacionales y norteamericanos, con el objeto de construir la central
hidroeléctrica Maitenes, la que entró en servicio en 1923, con una potencia de 28800 kW.
En 1921 se formó la Compañía Chilena de Electricidad, CHILECTRA, por la unión de
tres compañías eléctricas: Compañía de Fuerza Eléctrica (CONAFE), Compañía
Alemana Transatlántica de Electricidad y la Chilean Transway & Light Co.
En 1926 inició sus actividades la Sociedad Austral de Electricidad, SAESA, que junto a
CGEI y CHILECTRA, pasaron hacia 1940 a liderar el sistema de servicio público de
electricidad.
28
En este período, casi la totalidad del desarrollo de la electrificación correspondió al
sector privado, el que se vio en parte favorecido por una política inicial de exención
de impuestos a la inversión. Posteriormente, a partir de 1925, se creo el Fondo de
Servicios Eléctricos, que otorgaba facilidades de crédito a los empresarios. En general,
hasta los años 30, el consumo eléctrico de servicio público mantuvo un crecimiento
promedio superior al 9% anual, registrándose altos y bajos motivados por la Primera
Guerra Mundial y la crisis económica de los años 30. Sin embargo, ya a partir de 1925 y
especialmente en la década de los 30 comenzó a haber una creciente intervención del
Estado en el sector. El Gobierno introdujo severas limitaciones que afectaban la
exploración, la producción, la distribución y el consumo de los productos energéticos.
Ello, sumado a la crisis económica de principios de la década, que dificultó la obtención
de financiamiento, desincentivó a los particulares a seguir desarrollando centrales
generadoras, produciéndose un serio estancamiento del sector23. En esta misma época se
crea, a través del Decreto Ley 252 de 1925, que corresponde a la primera Ley General de
Servicios Eléctricos, el Consejo y la Dirección de Servicios Eléctricos, organismos
encargados de vigilar el cumplimiento de la ley y las relaciones entre los empresarios y el
Estado y de ellos entre sí.
23 En ponencia de Espinosa, Raúl contenida en documento “Perspectiva de la Institucionalidad Regulatoria de la Energía en Chile”, Institucionalidad Regulatoria en el Sector Energía, Comisión Nacional de Energía de 1996, se encuentra una evolución de la función reguladora del Estado en el sector.
29
Los cuerpos regulatorios dictados en esta época, obviamente, reproducen la situación
descrita. En un principio, en que la actividad eléctrica fue fruto exclusivo de la iniciativa
privada, el sector se desarrolló bajo un régimen de concesiones gubernativas, sobre la
base de una protección y de un moderado control por el Estado. Básicamente, el Estado
se preocupó de establecer la legislación y reglamentación necesaria para vigilar su
funcionamiento y procurar los medios necesarios para su progreso, asegurando de esta
forma un servicio público primordial para la vida de la nación. Posteriormente, la crisis
mundial de principios de siglo, que afectó gravemente a nuestro país, indujo al Gobierno
a introducir regulaciones en el mercado en general y en la producción, distribución y
consumo de los productos energéticos. Lamentablemente, las regulaciones fueron
introducidas con criterio político y no técnico, desincentivando al sector privado a seguir
desarrollando centrales generadoras. Para efectos del estudio de los cuerpos regulatorios
dictados en este período, hemos distinguido tres subperiodos:
• Desde 1883 a 1904;
• Desde 1904 a 1925, y
• Desde 1925 a 1931.
2.1.1.- Desde 1883 a 1904
En esta primera etapa, la política eléctrica se caracterizó por la nula participación
empresarial del Estado en el sector y por la falta de un sistema jurídico orgánico: existían
leyes y decretos sin conexión alguna entre ellos, faltos de una finalidad o política
determinada. El estado se limitaba, en su función de control, a la exigencia de un permiso
30
gubernativo para el establecimiento y explotación de los servicios y a la aprobación por el
Presidente de la República de los estatutos de las compañías y de las transferencias de las
instalaciones. En su función de protección, el Estado otorgaba subvenciones, concesión
de privilegios exclusivos, liberación de derechos de internación de materiales, concesión
del uso de calles, caminos públicos y bienes fiscales y servidumbre de paso de líneas por
terrenos particulares. El 14 de Febrero de 1851 se concedió a don Guillermo
Wheelwright, por el término de ocho años, privilegio exclusivo para establecer líneas
telegráficas entre Santiago y Valparaíso y entre Santiago y las provincias del norte y sur.
El desarrollo de la industria eléctrica se inicia en 1883, cuando se efectuó por primera vez
en nuestro país, la instalación de alumbrado eléctrico. Esta obra fue de exclusiva
participación privada.
El desarrollo que alcanzó en estos años la industria de servicios telegráficos, de teléfonos
y cables obligó a la Municipalidad de Santiago a remitir al Presidente de la República un
proyecto de ley sobre servidumbre en la fachada de los edificios para la colocación de
soportes o pescantes de líneas de alumbrado, telegráficas, telefónicas o de otra especie,
que las empresas necesitaren instalar para prestar sus servicios. Este se presentó a la
Cámara de Diputados el 18 de Julio de 1883 y se acordó archivarlo en sesión del 19 de
Julio de 1888. Tampoco llegó a ley un proyecto presentado al Congreso en 1893 el cual
disponía que todo predio rústico estaría sujeto a servidumbre para la instalación y servicio
de comunicaciones y transmisiones eléctricas, aéreas y subterráneas. Como ya se señaló,
no existían una política definida para el sector. Los decretos que se fueron dictando, sólo
estaban encaminados a resolver situaciones particulares.
31
2.1.2.- Desde 1904 a 1925:
En 1904 se inicia una nueva etapa en la evolución de la legislación de la industria
eléctrica. Hasta ese año el control que ejercía la autoridad sobre el sector adolecía de una
falta de unidad y uniformidad que causaba numerosos conflictos de competencia y
perjudicaban gravemente la seguridad y estabilidad de los derechos y obligaciones de los
empresarios. Estas dificultados movieron al Gobierno a enviar al Congreso el 17 de
Octubre de 1901 un proyecto de ley que dio lugar a la Ley 1665, del 4 de agosto de
1904, del Ministerio del Interior denominada “Prescripciones para la concesión de
permisos para la instalación de empresas eléctricas en la República”. Básicamente,
ésta tuvo por objeto establecer normas que fijaran condiciones de seguridad pública, el
uso de propiedad pública o fiscal necesarias para instalaciones eléctricas a través de
concesiones otorgadas por el presidente de la República, y el otorgamiento de permisos
para líneas áreas y subterráneas.
De la historia de la ley24 se desprende que los antecedentes que llevaron a la dictación de
esta ley fueron por una parte, que la coexistencia de instalaciones eléctricas de diversos
objetos (de tracción, de alumbrado, de teléfonos y otras análogas) ocasionaba
complicaciones graves no siempre salvables por medio de simples medidas
administrativas. Por otra parte, era urgente que la ley apartara de las persona y de las
propiedades los riesgos inherentes a esta clase de servicios eléctricos.
24 Biblioteca del Congreso Nacional
32
Santiago tenía establecida una red de servicio telefónico sobre los alambres de la tracción
eléctrica, lo que constituía un constante peligro de incendio y de electrocución de sus
habitantes. Fueron las propias compañías de teléfonos las que empeñosamente solicitaron
el despacho de esta ley, asegurando tener acumulados los materiales necesarios para
tender en tierra la red de alambres, con el objeto de evitar las responsabilidades de las
catástrofes que podrían tener lugar en cualquier momento. Se habían dado también casos
de caída de líneas eléctricas tendidas sobre Santiago, que habían acarreado la muerte de
peatones. Las palabras vertidas por un diputado de la época, señor Robinet, en sesión del
día 8 de Julio de 1902, precisan esta situación de la siguiente manera: “si, por felicidad,
hasta hoy las víctimas de estos alambres que cruzan a Santiago han sido unos pobres
caballos, que no tienen aquí representantes, y algunos infelices a quienes tampoco nadie
representa, mañana puede producirse un accidente de profundas y dolorosas
consecuencias…”. Por último, era indispensable garantizar los intereses del público,
sometiendo los servicios eléctricos a una activa y severa vigilancia, otorgar a las
empresas de este género las seguridades de la ley para su instalación y funcionamiento y
crear un sistema de control rápido y a la vez técnico, ya que las Municipalidades, hasta la
fecha llamadas a autorizar el establecimiento de estos servicios y a reglamentarlos, no
podían ejercerlo.
La ley creó un verdadero sistema jurídico de la industria y fue el primer paso definitivo
hacia una organización de un sistema de explotación en base a un régimen de concesiones
gubernativas con caracteres perfectamente definidos. Estableció que la concesión de
permisos para la instalación de empresas eléctricas destinadas al servicio público y la
autorización para ocupar los bienes nacionales o fiscales con líneas eléctricas de
33
cualquiera especie, además de la vigilancia respecto de las condiciones de seguridad de
estas empresas y líneas eléctricas, correspondía al Presidente de la República.
El objetivo de la ley 1665 fue, casi exclusivamente, el de concentrar en manos de una
sola autoridad el otorgamiento de las concesiones y la vigilancia de las empresas
eléctricas. En efecto, este fue uno de los temas más discutidos durante la tramitación de
la ley. Tanto en la Cámara de Diputados como en el Senado se sostuvo reiteradamente
que esta función correspondía a las Municipalidades, argumentando que la Ley Orgánica
de Municipalidades contemplaba este tipo de atribuciones para las Municipalidades e
importaba por tanto una modificación de esta ley. Se respondió que las concesiones del
uso de los bienes nacionales correspondían por regla general al Gobierno central y que
si por excepción había sido concedida a las municipalidades, la ley constituiría sólo una
modificación de una excepción. A esto agregaban que las empresas eléctricas requerían
un control rápido y a la vez técnico que los municipios no podían ejercer por la
naturaleza misma de su constitución. Señalaban que, “los Municipios no han demostrado
la previsión y el celo necesarios al otorgar concesiones para el establecimiento de las
indicadas empresas y de aquí que se hayan venido sucediendo accidentes fatales de
consecuencias alarmantes”.
Los demás preceptos de la ley se referían al plazo de los permisos para instalaciones
eléctricas (20 años para las subterráneas y 10 años para las aéreas) y, velando por la
seguridad de las personas, a la obligación de canalizar subterráneamente las líneas
eléctricas de teléfonos, de alumbrado y demás que tengan por objeto la distribución de
fuerza o energía eléctrica en las ciudades en que hubiere tranvías eléctricos, fijando para
34
ello un plazo de 4 años. Por último, la ley autorizaba, en su artículo 5º y final, al
Presidente de la República a dictar un reglamento destinado a fijar las condiciones de
instalación y funcionamiento de los servicios eléctricos.
En este período se dictaron además los siguientes cuerpos regulatorios del sector
eléctrico:
a) En cumplimiento del artículo 5º recién nombrado, el 14 de Diciembre de 1904 se
dictó el Reglamento Nº 4.896 del Ministerio del Interior. Este Reglamento creó el
primer organismo técnico especializado de control: la Inspección Técnica de
Empresas e Instalaciones Eléctricas, organismo dependiente del Ministerio del
Interior. Su función fue salvaguardar la seguridad de las personas y de las cosas y
velar por el cumplimiento de la ley y de su reglamento. Además, el reglamento
indicaba qué empresas e instalaciones quedaban sometidos a sus prescripciones y
daba normas de carácter técnico para la correcta ejecución de estas últimas.
b) Decreto Reglamentario Nº 254, de 1907, del Ministerio de Industrias y Obras
Públicas, sobre otorgamiento de mercedes de aguas para usos industriales.
c) Ley Nº 2068 de 1907, sobre aprovechamiento de aguas corrientes como fuerza
motriz.
d) Decreto Nº 771 de 1916, del Ministerio del Interior, relativo a tarifas.
e) Decreto–Ley Nº 160 de 1924, publicado en el Diario Oficial el 16 de enero de 1925,
que fijó los derechos que deben pagarse por las concesiones de servicios eléctricos y
mercedes de agua.
35
El Título III de este último Decreto-Ley, artículos 13 a 19, se refería a las “Concesiones
para instalaciones de servicios eléctricos”, las cuales debían regirse, además, en materia
de otorgamiento de la concesión, a la Ley 1.665 del 4 de agosto de 1904, al Reglamento
Nº 4.896 del mismo año y a las demás disposiciones dictadas sobre la materia. La
solicitud de concesión para el establecimiento de empresas eléctricas, cualquiera que sea
su naturaleza, debía ir acompañada de un recibo de una Tesorería Fiscal y el solicitante
debía acreditar el pago de las garantías y derechos establecidos. No se facultaba al
concesionario para transferir ni ceder su derecho sobre la concesión, sin autorización del
Gobierno y previo pago de la mitad de los derechos pagados al otorgarse la concesión.
Este decreto no tiene mayor importancia, salvo que en su artículo 19 se formuló por
primera vez la caducidad de la concesión como sanción para los casos de incumplimiento
de las disposiciones de el Reglamento Nº 4.896 y el no cumplimiento oportuno de los
pagos señalados en este título.
2.1.3.- Desde 1925 a 1931:
Tal como se indicó anteriormente, la crisis mundial de la época afectó gravemente a
nuestro país, induciendo al Gobierno a introducir regulaciones en el mercado en general y
en la producción, distribución y consumo de los productos energéticos.
Lamentablemente, las regulaciones fueron introducidas con criterio político y no
técnico, desincentivando al sector privado a seguir desarrollando centrales generadoras.
En este período se dictó el Decreto-Ley Nº 252, de 13 de Febrero de 1925, que
corresponde a la primera Ley General de Servicios Eléctricos. Este Decreto Ley, fue
36
publicado en el Diario Oficial de 18 de Febrero de 1925, tuvo su origen en un proyecto
elaborado en 1923 por el entonces Ministro de Obras y Vías Públicas, y discutido en su
mayor parte por la Comisión de Industria de la Cámara de Diputados. En atención a que
en él quedaron comprendidos todos los servicios eléctricos, se le dio el nombre de “Ley
General de Servicios Eléctricos”.
2.1.3.1.- Análisis del Decreto-Ley N° 252 de 1925:
Según el informe del Instituto de Ingenieros de 1987, aun cuando no se dispone de
documentos que contengan la política eléctrica de aquella época, es posible intuir, a partir
de la legislación y de los resultados obtenidos, que ésta propendía al más libre desarrollo
de la actividad eléctrica, a pesar de que ya hacia 1925 se podía observar una mayor
actividad reguladora por parte del Estado25.
Sistema de concesiones:
Este texto es la primera ley eléctrica que trata las materias de concesión de distribución y
transmisión con mayor detalle y sistematización26. En su Título II regulaba las
concesiones provisionales y definitivas, para la distribución y transporte de energía
eléctrica, y en su Título III, las Servidumbres. Además, determinó las relaciones de los
concesionarios con el Estado y con los particulares y creó al Consejo de Servicios
25 Informe “Política Eléctrica”, del Instituto de Ingenieros, 1987. 26 Respecto de este Decreto Ley, se dictó un Reglamento de Concesiones, aprobado por Decreto Supremo N° 2.421, publicado en el Diario Oficial de 17 de diciembre de 1925, base del posterior Reglamento de Concesiones de 1934.
37
Eléctricos y a la Dirección de Servicios Eléctricos, a quién correspondió la vigilancia
del cumplimiento de la ley.
La Ley comprendía las condiciones necesarias para el establecimiento de los servicios
eléctricos, estableciendo la entrega de:
• Concesiones de mercedes de aguas en lagos, ríos y esteros de uso público, tanto para
la producción de energía eléctrica;
• Concesiones para el establecimiento de centrales productoras de energía eléctrica y de
líneas de transporte y distribución de energía27;
• Servidumbres eléctricas, (estableció que las propiedades estaban sujetas a
servidumbres para la construcción y explotación de instalaciones hidroeléctricas y
para el establecimiento y servicio de líneas aéreas y subterráneas).
Las solicitudes de las concesiones provisionales, junto con la presentación de los
antecedentes exigidos por la ley, debían dirigirse al Presidente de la República. Esta se
publicaba en el Diario Oficial y en un diario de Santiago y en un diario de la ciudad
cabecera de cada uno de los departamentos que atravesaban las líneas o los canales. Con
el objeto de que los perjudicados con la concesión hicieran los reclamos correspondientes
dentro de un plazo de 30 días.
27 Cabe destacar que según las leyes eléctricas de 1925, 1931 y 1959, los tres subsectores del sector eléctrico (generación, transmisión, distribución) se encontraban publificados completamente, de modo que estas actividades no podían ser ejercidas por privados sin previa concesión. Hoy, en conformidad al DFL Nº1 de 1982, sólo se encuentra publificada en condición de servicio público, la distribución de energía, de forma que ésta es la única actividad que necesariamente requiere de concesión previa. Respecto de las actividades de generación y transporte, el título concesional es facultativo, a pesar de que por regla general, y con el objeto de que se reconozcan ciertos privilegios de utilización del suelo público y privado, ellas se realizan por medio de una concesión.
38
Las observaciones se ponían en conocimiento de los solicitantes de la concesión, quienes
debían contestar dentro del mismo plazo a la Dirección. El decreto de concesión
provisional, aprobado por el Presidente de la República previo informe de la Dirección,
debía fijar, entre otros, el plazo de presentación del proyecto definitivo, el cual no podía
exceder de dos años y el plazo de la concesión definitiva, en los casos que se otorgaba.
Además, este decreto facultaba al concesionario para efectuar, previa autorización del
Juez de Letras de Mayor Cuantía, los aforos y estudios necesarios para la preparación del
proyecto definitivo de las obras y líneas comprendidas en su concesión. Sin embargo, la
iniciación de las obras antes de la dictación del decreto de concesión definitiva daba lugar
a la caducidad de la concesión provisional. La concesión caducaba también si, dentro del
plazo de dos años, el concesionario no presentaba el proyecto definitivo de las obras o si
no reducía a escritura pública el respectivo decreto. El Presidente de la República estaba
facultado para otorgar otras concesiones de carácter provisional en igual ubicación. En
este caso, las más antiguas tenían preferencia para los efectos de obtener la primera
concesión definitiva.
Por su parte, las solicitudes de concesiones definitivas, debían presentarse dentro de dos
años contados desde la fecha del decreto de concesión provisional, el concesionario
debía presentar los planos y demás antecedentes que exigía la ley, al Presidente de la
República. Entre estos antecedentes se encontraba el plano especial de servidumbres. La
duración de las concesiones definitivas era fijada en forma improrrogable. El plazo
variaba entre los 30 y 90 años para los concesionarios de servicios públicos. Sin la previa
autorización del Presidente de la República, no se podía ceder la concesión a terceros.
39
En relación a las concesiones para establecer líneas de transporte y de distribución, la ley
señalaba que el Presidente podía autorizar la construcción de dichas líneas en territorios
ocupados por líneas de otras empresas o comprendido dentro de concesiones ya
otorgadas.
Cabe destacar que ya en este DFL, se consagraba la facultad del Presidente de la
República para conceder el uso de los terrenos fiscales, caminos públicos, calles y plazas
y el derecho para cruzar ríos, canales, vías férreas, etc., cuando ello fuere necesario para
llevar a cabo las obras de las concesiones. Esto se encontraba consagrado en el artículo
22 y es considerado el antecedente de los actuales artículos 16 y 54 del DFL Nº1 de 1982.
Por último, las concesiones provisionales caducaban si se iniciaba la construcción de
obras sin tener el decreto de concesión definitiva.
Sistema de servidumbres:
Las servidumbres a que tenían derecho el concesionario definitivo de servicio público,
eran las de acueductos y obras hidroeléctricas, de líneas de transporte y distribución de
energía eléctrica. Cabe destacar que las disposiciones de este cuerpo legal, son
sustancialmente similares a las actuales en materia de servidumbres. Esto reviste
importancia en cuanto a la jurisprudencia y aplicación práctica de estos textos. En este
sentido, consagraba entre sus normas que las servidumbres de acueducto y de obras
hidroeléctricas se debían constituir de acuerdo a las reglas establecidas en el Código
Civil, sobre la base de los planos especiales de servidumbre aprobados por el Presidente
de la República. Esta norma, que se encontraba en el artículo 41, es el antecedente del
40
actual artículo 47, con la salvedad que esta última se refiere sólo a los planos especiales
de servidumbres y no al Código Civil. El artículo 18 inciso 2º indicaba que el Presidente
de la República debía tomar en consideración las observaciones que hubiesen formulado
los propietarios del suelo y el informe de la Dirección. Esta norma se perfecciona en la
Segunda Ley General de Servicio Eléctricos, ya que establece la obligación de la
autoridad de notificar dentro de cierto plazo a los afectados con las servidumbres, con el
objeto que formulen sus descargos.
Las servidumbres de transporte y distribución creaban a favor del concesionario el
derecho “a tender líneas por medio de postes o de conductos subterráneos sobre
propiedades ajenas y ocupar los terrenos necesarios para el transporte de la energía
eléctrica, desde la estación generadora o central hasta los puntos de consumo o de
aplicación y para ocupar los terrenos necesarios para las subestaciones eléctricas,
incluyendo las habitaciones para el personal”. Este artículo, que era el 43, se encuentra
actualmente con pequeñas variaciones en el artículo 50 del DFL Nº1. El título III,
referente a las servidumbres, señalaba que la concesión definitiva creaba en favor de las
empresas concesionarias, determinadas servidumbres. La ley no distinguía si se trataba de
concesiones de servicio público o privado, a diferencia de lo que sucede con la posterior
ley eléctrica, el DFL Nº 244 de 1931.
Sistema de Tarifas:
Uno de los aspectos más importantes de esta ley, es que estableció, por primera vez, un
criterio de fijación de tarifas de electricidad, aplicable a todas las empresas. El criterio era
41
contable y se basaba en establecer una rentabilidad igual al 15% del capital inmovilizado
de la empresa, función que correspondía al Consejo de Servicios Eléctricos28. Se trataba
además de una especie de tarifa indexada, ya que en los casos que el capital de las
empresas hubiere sido calculado en pesos oro, el Consejo permitía fijar la tarifa en la
misma moneda, calculando mensualmente el recargo del oro para el pago de los servicios.
Cuando la rentabilidad de la empresa superaba durante 3 años consecutivos el 15% del
capital inmovilizado, el Consejo podía convenir e incluso imponer las modificaciones de
tarifas que estimare convenientes, a condición que la rentabilidad no se redujera en más
de medio punto por debajo del límite indicado.
Organismos creados por el DL 252 de 1925:
Esta ley creó el Consejo de Servicios Eléctricos, la Dirección de Servicios Eléctricos y
el Fondo de Servicios Eléctricos. El Consejo tenía por función intervenir en la fijación
de tarifas, administrar el Fondo de Servicios Eléctricos, resolver las dificultades que se
produzcan entre las empresas con motivo de la aplicación de la ley y los reclamos de las
empresas y del público en general acerca de las resoluciones de la Dirección. Este
Consejo estaba presidido por el Ministro de Obras Públicas e integrado por el Director de
Servicios Eléctricos y otros representantes de las empresas de electricidad y
telecomunicaciones, de las Universidades, del área de Telecomunicaciones de las Fuerzas
Armadas y del Servicio de Telégrafos del Estado. Fue suprimido y reemplazado por la
28 Posteriormente, el decreto-ley Nº 684, de 17 de Octubre de 1925, quitó al Consejo de Servicios Eléctricos la facultad de fijar las tarifas, devolviendo esta atribución al Gobierno y dejando al Consejo en esta materia como organismo consultivo.
42
Dirección General de Servicios Eléctricos en virtud del DFL Nº 7.117, de 28 de octubre
de 1927.
A la “Dirección” correspondía en general la construcción y explotación de toda clase de
empresas de servicios eléctricos y velar por el cumplimiento de las leyes sobre
instalaciones y servicios eléctricos, como asimismo, de sus reglamentos respectivos. Este
organismo dependía del Ministerio de Obras Públicas.
Por último, esta ley creó en su Título VII el “Fondo de Servicios Eléctricos” para, entre
otros fines, pagar los sueldos y demás gastos de la Dirección y del Consejo y favorecer
la constitución de empresas de servicio público por medio de préstamos a los
empresarios, cuando los servicios eran declarados de interés nacional o regional por el
Presidente de la República.
2.2.- SEGUNDO PERÍODO: DESDE 1931 A 1974
El período se caracteriza, en concordancia con las teorías económicas de la época, por un
rol del Estado cada vez más activo en el desarrollo de los sistemas productivos,
fundamentalmente a través del control de los precios y de la fijación de sueldos y
salarios. Consecuentemente, la regulación eléctrica fue cada vez más controladora y el
sector eléctrico pasó a ser, paulatinamente, casi totalmente estatal. En concordancia con
este nuevo rol estatal, se publicó el 29 de Abril de 1939, en el Diario Oficial, la Ley
6.334, que creó la Corporación de Fomento de la Producción, (CORFO) organismo con
carácter de semifiscal, orientado a que el Estado, por su intermedio, explote la generación
43
y la distribución primaria de la energía. Cabe destacar además, que en este periodo,
sobretodo hacia inicios de los años 40, prácticamente un 40% de la población urbana
tenía luz eléctrica. Sin embargo, la demanda por ésta se concentraba en determinados
lugares del país y era necesario efectuar grandes inversiones para aumentar la cobertura
de servicio. Todo esto motivó al Instituto de Ingenieros de Chile a elaborar una serie de
estudios en materia de política eléctrica en los años 1936 y 1939, los que se plasmaron en
el llamado “Plan General de Electrificación” y que llamaban a una creciente participación
del Estado en el sector eléctrico. Como consecuencia de estos estudios, se creó en 1944 la
Empresa Nacional de Electricidad S.A. (ENDESA), corporación de carácter público, con
las funciones de generar, transmitir y distribuir energía eléctrica y de ejecutar el Plan
General de Electrificación, ideado por el Instituto de Ingenieros y posteriormente,
aprobado por CORFO. A continuación, se hará un análisis de los lineamientos del
Informe del Instituto de Ingenieros.
2.2.1.- Informe del Instituto de Ingenieros, “Política Eléctrica Chilena”, de 1936:
Como se dijo, la idea de electrificación del país nació junto a la creciente
industrialización del país que se originó desde los comienzos de este siglo, y se acentuó
con la primera guerra mundial. En 1917 se publicó una obra de don Arturo E. Salazar
llamada “Nervio Central Eléctrico Chileno”, en la cual se formulaba la necesidad de una
verdadera electrificación del país, pues la producción de energía a la fecha llegaría a ser
en el corto plazo insuficiente para satisfacer las necesidades siempre creciente de la
industria, minería y en general las necesidades del país en sus más diversas formas. Esta
obra sirvió para llamar la atención de la autoridad hacia este problema. El estancamiento
44
del desarrollo eléctrico en la década del 30, llevó a un grupo de ingenieros, presididos por
don Reinaldo Harnecker en 1935 a presentar a la consideración de S.E. el Presidente de la
República y su Ministros de Hacienda, un estudio titulado “Política Eléctrica Chilena”.
Además, a través de Conferencias, plantearon en forma extensa un verdadero Plan de
Electrificación del país y las directivas que deberían seguirse para una racional política
eléctrica chilena. La iniciativa de este grupo de ingenieros fue acogido por el Instituto de
Ingenieros de Chile, quienes sostuvieron en el documento “Política Eléctrica Chilena” de
1936 que, “si bien el problema eléctrico había quedado al margen de las preocupaciones
del Instituto debido a que en pasados tiempos dicha materia no tenía la trascendencia, ni
los caracteres de gravedad que actualmente reviste, ahora dicho problema constituía un
punto fundamental en el desarrollo del país, que debía ser estudiado sin pérdida de
tiempo...”.
Los principios fundamentales propiciados por la Corporación de Fomento e integrados en
este Plan de Electrificación se referían fundamentalmente a la necesidad de aumentar la
producción de energía para impulsar el desarrollo, aprovechamiento racional de los
recursos de energía hidroeléctrica, suministro de la energía primaria sin fines de lucro y
únicamente como medio de fomento de las actividades productivas del país, no se
consideraba la posibilidad de aportes de capital privado, debido a la cuantía y escasa
retribución que debía exigírsele. Los planteamientos que se hicieron en dicho informe
fueron básicamente los siguientes:
• La gran importancia de la energía, y en particular de la energía eléctrica, en el
desarrollo del país y en la calidad de vida de sus habitantes;
45
• La programación anticipada de la construcción de las instalaciones eléctricas antes
que la demanda supere la oferta de electricidad;
• La abundancia de recursos hidráulicos y de carbón en el país;
En relación al rol que correspondía al Estado, sostenían que era éste quién debía explotar
el servicio y llevar a cabo el plan de electrificación, correspondiéndole la construcción y
explotación de todas las obras del sistema primario eléctrico, para abarcar gran parte del
total de centrales generadoras y líneas primarias eléctricas que existieran en el país.
Sostenían que dada la incidencia de la energía eléctrica en el desarrollo de la industria,
agricultura y comercio, no podía ser considerada como un objetivo de comercio o lucro,
sino como un artículo de primera necesidad. Consideraban además que las centrales
generadoras y líneas primarias en manos de entidades privadas de servicio público
podrían ser adquiridas gradualmente por el Estado, si ello fuera conveniente para el país,
a medida que las necesidades del desarrollo del plan de electrificación lo fuera indicando.
En esa fecha se consideraba que la paralización del desarrollo de la industria eléctrica de
servicio público se debía a que este tipo de actividades requería grandes inversiones y era
de escasa remuneración económica inmediata, por lo que no existían capitales nacionales
que pudieran o quisieran abordarlas. Los particulares sólo podía prestar este servicio
sometidos a una estricta reglamentación y fiscalización.
Cabe destacar, que en la misma época existían otras opiniones respecto a la participación
del Estado en esta actividad29. Frente a lo sostenido en el documento “Política Eléctrica
29 Ibáñez Santa María, Adolfo: “Los Ingenieros, el Estado y la Política en Chile”, del Ministerio de Fomento a la Corporación de Fomento, 1927 – 1939, págs. 24 y 25.
46
Chilena”, el entonces Presidente de la Asociación de Empresas Eléctricas de Chile, señor
Agustín Huneeus, advirtió el alto costo que podría tener para la totalidad de los
contribuyentes el hecho que el Fisco invirtiera en estas obras sin exigir rentabilidad al
capital, señalando que creía más justo que el peso de esas inversiones recayera sobre los
usuarios, en la proporción que a cada cual correspondía según su consumo, mediante
tarifas reales. Por su parte, en 1938, Hernán Edwards Sutil asignó al Estado un papel de
colaborador “prudente” y “razonable” de la iniciativa privada, extendiéndose en la
inconveniencia de crear un organismo fiscal para construir y explotar centrales eléctricas.
Propuso “el desarrollo de un plan de electrificación modesto, razonable y progresivo, en
el cual tuviera una importante función la Dirección General de Servicios Eléctricos
mediante la reglamentación de las cooperativas eléctricas y el otorgamiento de facilidades
financieras, de concesiones de fuerza motriz y de paso de líneas para la creación de
pequeñas plantas generadoras, colaborando así con los particulares y no entrabando sus
iniciativas”.
A comienzos de 1939, el Ministro de Hacienda de la época, don Roberto Wachholtz,
pidió al Instituto que estudiase un plan de electrificación que permitiera aumentar
considerablemente la producción de energía mecánica en Chile. Este designó una
Comisión de Ingenieros, presidida por don Raúl Simón, la cual recomendó la ejecución
de un plan general de aprovechamiento de la energía hidráulica disponible en el país. En
esa época, ésta se estimaba en 6 millones de kW económicamente aprovechables,
equivalente a 1.3 kW por habitante en Chile (contra 0.5 kW. por habitante en los Estados
Unidos), mientras que las reservas de carbón sólo alcanzaba a 50 toneladas por habitante,
(contra 22.000 toneladas por habitante en los Estados Unidos). Todo esto, observaron,
47
obligaba a considerar el desarrollo de la energía hidroeléctrica como único medio de
elevar la energía mecánica del país. El mismo año, el Gobierno obtenía del Congreso
Nacional la creación de la Corporación de Fomento, la cual dispondría de recursos
tributarios propios y de créditos garantizados por el Estado a fin de realizar el plan de
electrificación más un plan complementario de desarrollo industrial, el que sería
financiado por la Corporación, ya sea directamente o en colaboración con los capitales
privados mediante la subscripción de acciones o de préstamos a largo plazo. Las
exploraciones de recursos generadores de energía hidráulica fueron iniciadas por la
Corporación de Fomento a partir de 1939. Hacia 1942 ya se había explorado la totalidad
de las hoyas hidrográficas de los ríos comprendidos entre Arica por el Norte y el Río
Petrohué por el Sur, con la sola excepción de la hoya alta del río Loa. Estas exploraciones
se limitaron a reconocer y ubicar posibilidades de generación denominadas de “primera
instalación”, que se refería a aquellas de mayor economía relativa en su desarrollo y
explotación y con capacidad de central generadora de 1.000 kW para arriba. Como
resultado de dichas exploraciones se determinó que las potencias generadoras
hidroeléctricas totales, de primera instalación, reconocidas en la zona recién descrita,
ascendían a 6.038.250 kW. A esa fecha, sólo se aprovechaban 145.050 kW, es decir, el
2,4% del potencial.
En base a todos los antecedentes descritos, el plan de electrificación del país comprendía
como obra fundamental la construcción de centrales generadoras y líneas de distribución
primarias, operadas por la propia Corporación de Fomento y destinadas a producir y
entregar la energía eléctrica en grandes bloques a empresas distribuidoras, industrias y
otros grandes consumidores, cooperativas de electrificación rural e instalaciones de
48
regadío mecánico. La Corporación conservaba la propiedad de la generación y
distribución primaria con el objeto de realizar una política de fomento a través de su
explotación racional y control de precios. De acuerdo a esta planificación general, en
1944, la CORFO decidió la creación de la Empresa Nacional de Electricidad, ENDESA.
El Plan General de Electrificación anteriormente preparado por el Instituto de Ingenieros
fue sometido a la aprobación del Directorio de la Corporación, el cual fue
inmediatamente aprobado e iniciada su ejecución por ENDESA. Complementando la
acción de ENDESA, se fomentó la electrificación rural a través de la creación de
cooperativas de suministro, de mejoramiento de las distribuciones urbanas existentes,
creación de nuevas empresas de distribución en las regiones, etc.
Cabe destacar, que paralelamente a la acción del Estado, los gobiernos trataron de
mantener el interés privado en el desarrollo del sector. Sin embargo, no se estableció una
política de tarifas adecuada, por lo que las inversiones privadas en generación para
servicio público fueron relativamente modestas entre 1939 y 1959. Por su parte, el D.F.L.
Nº 4 de 1959 también intentó dar un nuevo impulso a la generación privada de servicio
público, dando lugar a importantes inversiones de CHILECTRA en plantas térmicas en la
zona de Santiago-Valparaíso entre ese año y 196430. Hacia la década de los 70, la
intervención del Estado en el sector fue cada vez mayor, llegando a principios de 1970 a
controlar más del 50% de las acciones del total de compañías del país, incluyendo cerca
del 99% de ENDESA. A fines de este mismo año obtuvo además una participación
superior al 90% en CHILECTRA a través de la nacionalización de la empresa. Esta
30 En esa época era una empresa privada integrada verticalmente en sus actividades de generación, transmisión y distribución en el área Santiago-Valparaiso-Aconcagua. Fue estatizada en 1970.
49
empresa quedó como una filial de CORFO. De esta forma, y a través de la
nacionalización de la gran minería del cobre, que poseía grandes sistemas de generación
y transmisión de electricidad, el Estado pasó a controlar, a fines de 1973, prácticamente
toda la generación y transmisión eléctrica del país, salvo pequeñas centrales privadas31.
Cabe destacar además, que entre los años 1970 y 1973, se congelaron las tarifas eléctricas
en un ambiente de inflación creciente que llegó a cerca de 1000% en 1973, afectando así
gravemente la rentabilidad de las firmas del sector, lo que paralizó su crecimiento.
2.2.2.- Evolución de la regulación eléctrica en el segundo período:
En este segundo periodo, se dictaron los siguientes cuerpos normativos:
• Decreto con Fuerza de Ley Nº 244, de 1931, y
• Decreto con Fuerza de Ley N° 4, de 1959.
2.2.2.1.- Decreto con fuerza de ley Nº 244, de 30 de mayo de 1931:
El 15 de Mayo de 1931 y en virtud de las facultades concedidas por la Ley Nº 4.945 de 6
de Febrero del mismo año, se promulgó el Decreto con fuerza de ley Nº 244 que aprueba
la Ley General de Servicios Eléctricos, publicado en el Diario Oficial del 30 de Mayo de
1931. La dictación de este DFL, considerado la Segunda Ley General de Servicios
Eléctricos, obedeció al objetivo de aclarar algunos pasajes oscuros del primero y al de
ampliar en parte sus disposiciones. Además, esta ley es importante porque marca un
cambio respecto a la de 1925, en relación al tratamiento tarifario y en cuanto establece,
31 Instituto de Ingenieros, 1987, op.cit. pp.25.
50
por primera vez, una distinción de los servicios en públicos y privados. El DFL constaba
de nueve títulos que se referían a concesiones provisionales y definitivas, permisos,
causales de caducidad, extinción y expropiación de las concesiones, servidumbres,
gravámenes, explotación de los servicios, tarifas, de la Dirección General de Servicios
Eléctricos, disposiciones de carácter penal y otras. En materia de concesiones, mantiene
en sus puntos fundamentales el régimen ya creado por el Decreto-Ley Nº 252, de 1925.
Breve descripción del DFL Nº 244 de 1931:
En general, se observa un aumento del control del Estado sobre la actividad de las
empresas concesionarias eléctricas, a través de la entrega de mayores atribuciones a la
Dirección de Servicios Eléctricos sobre la gestión de las empresas eléctricas. En materia
de concesiones y servidumbres, la regulación era muy similar a la del DFL Nº 252 de
1925, salvo que la ley entró a distinguir entre concesiones de servicio público y
privado, prestando garantías diferentes a cada una de ellas, sobre todo en materia de
servidumbres. Por su parte, en el sistema de tarifas se introdujeron ciertas modificaciones
que implicaron un desincentivo del sector.
Distinción entre servicio eléctrico público y privado:
El DFL 244 hace, por primera vez, una distinción de los servicios eléctricos en públicos
y privados, definiéndolos expresamente de acuerdo al fin a que éstos estaban destinados
y consultando reglas especiales para cada uno de ellos. Consideraba servicio público la
distribución de energía para alumbrado y usos industriales de poblaciones, además de las
51
empresas productoras o distribuidoras de energía eléctrica que destinen directa o
indirectamente a servicio público y a servicios del Estado y de las Municipalidades más
de un 20% del total de la energía eléctrica generada o adquirida por ellas, la
comunicación telegráfica entre poblaciones, la comunicación telefónica entre y dentro de
poblaciones, la radiocomunicación entre poblaciones y la radiodifusión. Por su parte,
consideraba servicio privado la distribución de energía para usos industriales, y la
comunicación telegráfica, telefónica o inalámbrica para el uso exclusivo de los
consumidores y suscriptores enumerados en la concesión, como también las instalaciones
de centrales y líneas de propiedad municipal destinadas al alumbrado.
Sistema de concesiones:
El DFL regulaba el otorgamiento de concesiones de mercedes de agua en lagos, ríos y
esteros de uso público para la producción de energía eléctrica, concesiones para las
instalaciones hidroeléctricas destinadas al servicio público o privado, concesiones para
utilizar un cauce natural o artificial existente con aguas destinadas a la producción de
energía eléctrica, concesiones para la formación de embalses artificiales y estanques de
sobrecarga, ampliación y cambios de desagües de lagos naturales destinados a la
producción de energía eléctrica, para establecimiento de centrales productoras de energía
eléctrica y subestaciones y para el establecimiento de líneas de transporte y distribución
de energía eléctrica y permisos para el cruce de calles y caminos con conductores
destinados al servicio privado. También regulaba las concesiones de centrales y líneas
telegráficas, cablegráficas y estaciones de radiocomunicaciones.
52
Al igual que en la ley eléctrica anterior, las solicitudes de las concesiones provisionales,
junto con la presentación de los antecedentes exigidos por la ley, debían dirigirse al
Presidente de la República. Esta se publicaba en el Diario Oficial y en un diario de
Santiago y de la ciudad en que se harían las obras, con el objeto de que los perjudicados
con la concesión hicieran los reclamos correspondientes dentro de un plazo de 30 días
ampliable a 60 días en determinados casos. Además, la solicitud debía ser puesta en
conocimiento de los dueños de las aguas y del predio donde se ubicarían las obras, con el
objeto formular las observaciones que estimasen dentro de los mismo plazos. El decreto
de concesión provisional, aprobado por el Presidente de la República previo informe de la
Dirección, debía fijar, entre otros, el plazo de presentación del proyecto definitivo, el cual
no podía exceder de dos años y el plazo de la concesión definitiva, en los casos que se
otorgaba. Además, este decreto facultaba al concesionario para efectuar, previa
autorización del Juez de Letras de Mayor Cuantía, los aforos y estudios necesarios para la
preparación del proyecto definitivo de las obras y líneas comprendidas en su concesión.
Sin embargo, y al igual que en la primera ley eléctrica, la iniciación de las obras antes de
la dictación del decreto de concesión definitiva daba lugar a la caducidad de la concesión
provisional. La concesión caducaba también si, dentro del plazo de dos años, el
concesionario no presentaba el proyecto definitivo de las obras o si no reducía a escritura
pública el respectivo decreto. El Presidente de la República estaba facultado para otorgar
otras concesiones de carácter provisional en igual ubicación. En este caso, las más
antiguas tenían preferencia para los efectos de obtener la primera concesión definitiva.
Por su parte, las solicitudes de concesiones definitivas, cuando no requerían concesión
provisional previa, también debían presentarse, con los demás antecedentes exigidos, al
53
Presidente de la República. Las concesiones sólo podían otorgarse a nacionales o
personas jurídicas organizadas en conformidad a las leyes del país.
La duración de las concesiones definitivas era fijada en forma improrrogable. El plazo
variaba entre los 30 y 90 años para los concesionarios de servicios públicos. Para las
concesiones de servicio privado, el plazo no era definido, pero se extinguía si se
modificaba o terminaba el objetivo para el cual había sido concedida. En todo caso, ni el
concesionario provisional ni el definitivo podían transferir a terceros la concesión sin
previa autorización del Presidente de la República.
Sistema de servidumbres:
Las servidumbres que regula este DFL son sustancialmente las mismas que regulaba el
DFL Nº 252, a saber: las de acueductos y obras hidroeléctricas, de líneas de transporte y
distribución de energía eléctrica. Sin embargo, la gran diferencia con el DFL Nº 252 y de
paso sea dicho, con la normativa actual, es que el DFL Nº 244 limitaba el beneficio de las
servidumbre eléctricas a los servicios públicos, excluyendo de este beneficio a los
privados.
Sistema de tarifas:
En materia de tarifas, se aprobó la fijación del capital inmovilizado de las empresas cada
5 años, mantuvo el criterio contable y una rentabilidad máxima de 15% sobre el capital
inmovilizado. Sin embargo, eliminó la fórmula de indexación que existía en la ley
54
anterior. Las empresas que no lograban obtener una rentabilidad superior al 10% durante
tres años consecutivos, tenían derecho a solicitar un nuevo pliego de tarifas por parte del
Gobierno, la que quedaba sujeta a su aprobación. Esta medida desincentivó al sector
privado a invertir en el sector, lo cual, sumado a los efectos de la crisis mundial de los
años 30 que limitó el acceso a financiamiento, redundó en un gradual estancamiento de
la industria. Cabe destacar que desde fines de la década del 50 hasta fines de los 60, se
hicieron esfuerzos por estabilizar las reglas del juego en materia tarifaria, con el objeto de
posibilitar importantes inversiones del sector privado, especialmente por parte de
CHILECTRA, a través, nuevamente, de la integración de un sistema de reajustabilidad
de las tarifas.
En 1959, se dictó el Decreto con Fuerza de Ley Nº 4, del Ministerio de Hacienda, que
corresponde a la tercera ley General de Servicios Eléctricos.
2.2.2.2.- Decreto con Fuerza de Ley Nº 4 de 1959
El objetivo de dicho DFL, dictado durante la administración de don Jorge Alessandri, fue
crear condiciones objetivas para el régimen de concesiones eléctricas y de
telecomunicaciones, que facilitaran inversiones privadas en estas actividades. En
particular, las centrales Renca y Ventanas I pudieron ser desarrolladas por Chilectra al
amparo de este cuerpo normativo. No obstante, ella mantuvo la estructura de los
ordenamientos de 1925 y 1931, de manera que no introdujo mayores cambios en la
regulación del sector. Por tratarse del antecedente inmediato de la ley eléctrica
actualmente vigente, se analizará con mayor detalle que los anteriores.
55
Sistemas de concesiones:
En su gran parte, se reiteran los principios y disposiciones anteriores en materia de
concesiones y servidumbres. El DFL regulaba las concesiones para establecer, operar y
explotar servicios eléctricos referentes a la generación, transporte y distribución de
energía eléctrica, además de materias relacionadas con telecomunicaciones, ya sea de
radio comunicaciones y de radiodifusión, incluidas en éstas las de televisión, concesión
de aprovechamiento de aguas para la producción de energía eléctrica, servidumbres,
permisos, etc.
Al igual que en el DFL Nº 244, se distinguía entre servicio público eléctrico y servicio
privado eléctrico. Por servicio público eléctrico entendía, en su artículo 6º, la distribución
de energía para el uso de poblaciones, la telecomunicación dentro o entre poblaciones, y
la radiodifusión. También consideraba de servicio público a aquellas empresas eléctricas
que suministraban más del 35% de su producción a empresas eléctricas distribuidoras o a
servicios del Estado o Municipalidades, o bien, que los distribuían ellas mismas. Por
servicio privado eléctrico, entendía la distribución de energía para el uso exclusivo de los
consumidores enumerados en la concesión y la telecomunicación dentro o fuera de
poblaciones para el uso exclusivo de las personas indicadas en la concesión.
Era el Presidente de la República quién otorgaba la concesión, sea provisional o
definitiva, previo informe de la Dirección y sólo a ciudadanos chilenos o a sociedades
organizadas en conformidad a las leyes del país, a las Municipalidades para dar servicio
56
público dentro del territorio de su jurisdicción, y a las demás corporaciones nacionales de
derecho público. Además, estaba facultado para otorgar con posterioridad a la primera,
una segunda concesión de servicio público eléctrico en el mismo territorio o población y
entre las mismas poblaciones señaladas a una primera empresa concesionaria, siempre
que imponga al segundo concesionario iguales obligaciones de calidad y extensión de las
instalaciones y servicios anteriores. El Presidente de la República podía incluir en la
concesión, el uso de los terrenos fiscales necesarios para las obras de las concesiones y
sus dependencias, previo informe del Ministerio de Tierras y Colonización. La concesión
comprendía además el derecho a tender líneas aéreas o subterráneas en calles, plazas,
parques, caminos y otros bienes nacionales de uso público, el derecho de ubicar en dichos
bienes, transformadores aéreos o subterráneos para la operación de líneas, el derecho a
atravesar con las obras y líneas los bienes nacionales de uso público, vías férreas, canales,
acueductos, andariveles, puentes y otras líneas eléctricas.
La concesión provisional tenía por objeto permitir el estudio de los proyectos de las obras
de aprovechamiento de la concesión definitiva, y establecer las bases para estos
proyectos. Las solicitudes debían presentarse al Presidente de la República. Un extracto
de ellas debía publicarse por dos veces consecutivas en un diario de Santiago y de la
ciudad cabecera de cada uno de los departamentos en que se ubicarían las obras y
posteriormente en el Diario Oficial. Los dueños de las propiedades afectadas con las
obras debían hacer las observaciones pertinentes dentro del plazo de 30 días contados
desde la publicación en el Diario Oficial, las que eran puestas en conocimiento del
solicitante para que las conteste en el plazo máximo de 30 días. El decreto que otorgaba
la concesión debía ser reducido a escritura pública, lo que permitía al concesionario
57
obtener del Juez de letras de Mayor Cuantía respectivo, el permiso para realizar los
planos, aforos y estudios necesarios para la preparación del proyecto y en conformidad a
lo dispuesto en los Reglamentos correspondientes y el propio decreto de concesión. El
Presidente estaba facultado para otorgar otras concesiones provisionales de la misma
naturaleza en igual ubicación. En caso de que dos o más peticionarios con título de
concesión provisional o sin ella, solicitaran el título definitivo, el Presidente, con informe
de la Dirección, determinaba a cuál de ellos otorgaba la primera concesión definitiva,
dando preferencia al proyecto que consultara el mejor servicio público y el mayor interés
nacional, o cuyos planos correspondan a una mejor concepción técnica de las obras. En
condiciones similares, tenía derecho preferente el concesionario provisional con título
más antiguo. En este aspecto, hay una diferencia con el DFL Nº 244, debido a que no
consagraba la facultad del Presidente de la República de optar.
A diferencia de lo que se exigía para la mayoría de las concesiones en los DFL Nº 252 y
244, la solicitud de concesión definitiva de esta ley no exigía título de concesión
provisional previa, caso en que debía además cumplirse con las exigencias requeridas
para la obtención de esta última. Entre las exigencias requeridas para la obtención del
título definitivo, estaban las de presentación de planos definitivos, presupuestos, estudios
referentes a las obras y al aprovechamiento de la concesión, planos especiales de las
servidumbres que se impondrán y líneas eléctricas y obras o instalaciones existentes
afectadas. Las servidumbres debían ser puestas por la dirección en conocimiento de los
afectados para que éstos a su vez, formularan dentro de un plazo máximo de 60 días a
contar de la notificación, las observaciones del caso. El decreto de concesión definitiva,
otorgado por el Presidente de la República, previo informe de la Dirección, debía
58
pronunciarse sobre las observaciones y oposiciones formuladas por los afectados con las
servidumbres y demás puntos fijados para el decreto de concesión provisional. El decreto
de concesión de centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica, creaba en favor del
concesionario las servidumbres de acueductos y de obras hidroeléctricas, y las
concesiones de centrales térmicas productoras de energía eléctrica creaban las
servidumbres necesarias para el establecimiento de estas obras como por ejemplo, la
utilización de aguas para refrigeración y operación de la central y ocupación de terrenos.
En el caso de concesión de servicio público de distribución de energía eléctrica, el
decreto debía fijar los límites de la zona de concesión, y la zona inicial a que estaba
obligados a servir los concesionarios. Estas zonas podían ser modificadas cada cinco años
por el Presidente de la República, previo informe de la Dirección y oído el concesionario.
Las concesiones de aprovechamiento de agua para la producción de energía eléctrica
podían establecerse sobre aguas ya concedidas para otros usos y ya extraídas de su cauce
natural32. Este tipo de concesiones imponía al concesionario de las aguas, al dueño del
predio y al concesionario de la instalación hidroeléctrica derechos y obligaciones
recíprocas relativas a la construcción de las obras de aprovechamiento, propiedad, control
y cierre de bocatomas, limpias del canal, pago de indemnizaciones al concesionario de las
aguas, etc.
En caso de expiración del plazo de concesión se podían otorgar nuevas concesiones por
períodos sucesivos de 30 años, bajo ciertos supuestos, entre los cuales se encontraba la
obligación del concesionario de reconocer en favor del Estado de la parte del capital
32 Cabe destacar que a esta fecha no existían los derechos consuntivos o no consuntivos sobre las aguas, sólo los usos de carácter consuntivos o no consuntivos.
59
amortizado durante el período de concesión, como participación en el capital de la
empresa. Si no se producía acuerdo entre las partes, la concesión se ofrecía en subasta
pública y el producto del remate se distribuía entre el Estado y el dueño de la concesión
extinguida, en proporción al monto del capital amortizado y el capital que resta por
amortizar.
Causales de caducidad de la concesión:
Las causales de caducidad se encuentran en este DFL más desarrolladas que en las
anteriores, razón por la cual las hemos incluido bajo un título especial. Las concesiones
definitivas de servicio eléctrico caducaban, antes de entrar en explotación, por causales
como no firmar la escritura pública a que debía reducirse el decreto de concesión, no
iniciar los trabajos dentro de plazo o no haber ejecutado por lo menos los dos tercios de
las obras dentro de los plazos establecidos sin que mediare fuerza mayor. El Presidente de
la República podía además declarar caducadas las concesiones eléctricas de servicio
público en explotación cuando el estado de conservación o la calidad del servicio no
correspondían a las exigencias establecidas en la ley, sus reglamentos o decreto de
concesión, salvo que el concesionario hubiere subsanado la situación dentro del plazo de
6 meses. También contaba con esta facultad, cuando el concesionario requerido por la
Dirección para ello, no hubiere ampliado oportunamente la capacidad de las obras de
concesión en conformidad al aumento normal de los consumos y demandas del servicio o
cuando el concesionario hubiere transferido el dominio o derecho de explotación
otorgado por la concesión, sin previa autorización del Presidente de la República, oída la
Dirección. Declarada la caducidad de la concesión, el ex-concesionario podía retirar las
60
instalaciones dentro de el plazo fijado por la Dirección o bien el Presidente de la
República ordenaba su transferencia en remate público, según si se encontraba o no en
explotación. Del producto del remate, un 10% ingresaba en arcas fiscales, del 90%
restante se pagaban los gastos en que se hubiera incurrido. El saldo correspondía al
propietario.
Sistema de servidumbres:
Las servidumbres se encontraban reguladas en el título III del DFL, arts. 83 – 110. Las
disposiciones son prácticamente las mismas que las del DFL Nº 244 de 1931, salvo que
en este caso, las servidumbres no sólo se creaban a favor de los concesionarios de
servicio público, sino a favor de los concesionarios de acueducto, de obras hidroeléctricas
y de centrales térmicas productoras de energía eléctrica, sea de servicio público o
privado.
Sistema tarifario:
Se mantuvo, en general, los esquemas aplicados en las normas anteriores de 1925 y 1931.
Sin embargo, se observa un fortalecimiento del esquema tarifario, a través de la creación
de la Comisión de Tarifas, encargada de la fijación de tarifas, y del establecimiento de
mecanismos de indexación relacionados con el IPC, precios del petróleo y salarios. La
Comisión estaba integrada por entidades de Gobierno y por representantes de las
empresas eléctricas y de los consumidores, éstos dos últimos sólo con derecho a voz, y
era presidida por el Superintendente de Servicios Eléctricos. La Comisión debía proponer
61
al Ministerio de Economía las tarifas máximas aplicables a las empresas de Servicio
Público, sean estas estatales o privadas, de modo que produzcan una utilidad anual de
10% sobre el capital inmovilizado. El objetivo era asegurar a las empresas eléctricas
utilidades razonables, principalmente para permitir la expansión de sus instalaciones y
favorecer la inversión externa.
El Estado en ningún caso garantizaba la percepción de esta rentabilidad. La diferencia
con las normas anteriores radica en la integración de un sistema de reajustabilidad
automática anual de los capitales inmovilizados y la posibilidad de tarifas provisionales,
entre dos fijaciones anuales, si se presentaban variaciones superiores al 10% en el IPC, en
el precio de los combustibles o en el índice de salarios. Ello permitió mantener, de cierta
forma, el valor real de las tarifas. Este criterio duró hasta 1966, año en el cual se dictó la
Ley 16.464, que abrió nuevamente la posibilidad de fijación política de tarifas eléctricas,
al disponer que las alzas de tarifas quedaban sujetas a la aprobación del Ministerio de
Economía. Con ello, la Comisión de Tarifas fue paulatinamente perdiendo toda
importancia. De hecho, hacia 1978 ésta ya no funcionaba.
Comentarios sobre el sistema tarifario del DFL Nº 4 de 195933:
1.- El DFL 4 no establecía un sistema contable que permitiera separar los capitales
inmovilizados y los gastos de explotación correspondientes a las actividades de
33 Estos comentarios fueron hechos por la CNE a principios de los 80´s por Bruno Philippi y Sebastián Bernstein. Cabe destacar que estas fueron las críticas que llevaron a proponer en el DFL N° 1, de Minería, de 1982, un nuevo sistema tarifario.
62
producción-transmisión respecto de la distribución, lo que hacía difícil conocer la
rentabilidad de cada una de estas etapas.
2.- El sistema contable era además económicamente ineficiente por cuanto el precio de la
electricidad no reconocía el costo de oportunidad presente de producir, transmitir y
distribuir electricidad, necesario para una eficiente asignación de recursos, sino que
reflejaba lo que cada una de las empresas había gastado en el pasado en dichas
actividades, independientemente de su eficiencia.
3.- La fijación de tarifas sobre la base de una rentabilidad determinada sobre el capital
inmovilizado, considerando todos los costos de explotación de la empresa, no constituía
un estímulo para mejorar la eficiencia de la gestión a largo plazo de las empresas
eléctricas. En efecto, las rentabilidades fueron muy inferiores al 10% programado por el
Gobierno.
4.- Dificultad para ajustar las tarifas en situaciones inflacionarias ya que no establecía
criterios económicos de ajustes.
5.- La ley eléctrica no describía un procedimiento detallado para efectuar los estudios
tarifarios, ni criterio uniformes para establecer la estructura de las tarifas, lo que conducía
a una diversidad de pliegos tarifarios entre las distintas empresas y a discriminaciones
entre categorías de clientes.
63
6.- La fijación de tarifas las efectuaba una Comisión de Tarifas, presidida por el
Superintendente de Servicios Eléctricos e integrada por representantes del Presidente de
la República, de las empresas eléctricas y de los consumidores teniendo estos dos últimos
sólo derecho a voz. Según vimos, en el año 1966 se dictó la Ley Nº 16.464 que agregó la
instancia adicional de que las alzas en las tarifas eléctricas debían ser aprobadas por el
Ministerio de Economía.
La creciente regulación del sector llevó a que, a pesar del esfuerzo de electrificación
desarrollado, el crecimiento de la capacidad de generación del país fuera sólo de 4,6%
acumulativo anual, lo que determinó que Chile perdiera su liderazgo en América Latina
en cuanto al consumo per cápita de energía eléctrica. En el período que transcurre entre
1970 y 1973, el manejo de tarifas llegó a extremos. No se autorizaron reajustes, lo que, en
conformidad a la creciente inflación de la época, produjo rápidamente una disminución
de las tarifas y un serio desfinanciamiento de las empresas de las inversiones y de los
costos de operaciones. Las empresas estatales fueron las que debieron absorber la
creciente demanda que se produjo a consecuencia de la reducción real de tarifas, lo que
obligó al Fisco a suplir directamente los déficits operacionales que presentaban
fundamentalmente ENDESA y CHILECTRA.
2.3.- TERCER PERIODO: DESDE 1974 EN ADELANTE
Según se ha podido observar, la legislación eléctrica en Chile se caracterizó
prácticamente desde sus orígenes, por una creciente reglamentación y regulación del
desarrollo del sector por el Estado. Además del incremento de la actividad controladora
64
del Estado, la fijación de precios sin sujeción a criterios técnico económicos, la falta de
una protección legal de las empresas frente a decisiones arbitrarias de la autoridad, así
como la ausencia de reglas del juego claras que le dieran al negocio eléctrico la necesaria
estabilidad para su desarrollo, todo lo cual fue desincentivando progresivamente al capital
privado a seguir participando en su expansión.
A partir del año 1974, se adoptó una nueva estrategia, fundamentada en un ordenamiento
jurídico no discriminatorio, en el rol subsidiario del Estado, el libre mercado como
mecanismo asignador eficiente de recursos y la propiedad privada. En un comienzo no
hubo cambios en la legislación eléctrica propiamente tal, salvo por la dictación del
Decreto-ley 2.224 de 1978 que creó la Comisión Nacional de Energía, entidad encargada
prioritariamente de asuntos técnicos, y que derogó tácitamente el sistema de tarifas.
Posteriormente, a través del Decreto-Ley 3.538 de 1980, se creó la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles, como entidad fiscalizadora. Pronto, sin embargo, se previó
la necesidad de introducir ajustes en la legislación con el objeto de lograr mayores
eficiencias y de aplicar las políticas generales que ya se implementaban con éxito en otros
sectores de la actividad económica.
Esta tarea fue abordada por la CNE, organismo que en base a la ley eléctrica vigente
(DFL Nº4 de 1959) y legislación comparada estructuró una nueva Ley General de
Servicios Eléctricos, promulgada a través del DFL Nº1, de Minería, en 1982. La idea
general fue la de adecuar la legislación eléctrica a la filosofía del desarrollo
socioeconómico establecido por el Gobierno, arraigada en la Constitución Política de
1980. Esto se logró traspasando de manos del Estado a la iniciativa privada una
65
participación preponderante en el sector eléctrico y manteniendo el Estado una función
subsidiaria, relacionada con su rol normativo y regulador, abandonando el rol
empresarial que había cumplido hasta la fecha34. Además, en abril de 1980 se había
autorizado a CHILECTRA y ENDESA a negociar libremente los suministros a clientes
no distribuidores cuya demanda máxima excediera los 4MW35, y en 1985 se dictó la ley
Nº 18.398 que permitió a las AFP invertir, previa autorización de la Comisión
Clasificadora de Fondos, parte de sus fondos en acciones de compañías. El mismo año,
el DS Nº 6, del Ministerio de Minería, aprobó la regulación de la coordinación de
operaciones de empresas generadoras y transmisoras de energía eléctrica interconectadas
a través de la creación de los Centros de Despacho Económicos de Carga (CDEC).
2.3.1.- Reforma del sector eléctrico en este período:
De acuerdo a Bernstein36, las reformas introducidas al sector eléctrico después de 1973 se
llevaron a cabo en concordancia con la implementación de una política económica de
mercado y del rol subsidiario del estado como herramientas para el desarrollo económico
y social del país. Estas políticas se consagraron posteriormente en un 2º informe
elaborado por el Instituto de Ingenieros en 1987, el que analizaremos a continuación, con
el objeto de entender cual fue el objeto de los cambios introducidos.
34 Sobre la nueva institucionalidad eléctrica, ver: S.Bernstein y R. Agurto, op.cit. pp. 4 y las publicaciones de la Comisión Nacional de Energía, entre 1989 y 1993. 35 Hacia 1985 el número de clientes afectos a este sistema no sobrepasaba los 40 pero involucraban aproximadamente un tercio del total de la energía final vendida por ambas empresas. 36 Este tema se encuentra expuesto en documento de Bernstein, Sebastián: “La Política Aplicada en Chile a partir de 1980 y sus resultados” de 1995 y pág. 183 de Bernstein, op.cit. pp. 4.
66
2.3.2.- Informe del Instituto de Ingenieros, “Política Eléctrica”, de 1987:
A partir de 1974, y en base a las reformas impulsadas por el Gobierno de la época, se
estableció una política de decidido impulso a la máxima participación privada en el sector
eléctrico. Las diferentes reacciones que motivaron estas políticas, además de el hecho de
haberse cumplido cincuenta años del primer informe del Instituto sobre el desarrollo
eléctrico en Chile, llevó al Instituto de Ingenieros a presentar una publicación, con el
objeto de analizar los antecedentes elaborados en 1936 y “a precisar su opinión en
relación con las políticas generales para el desarrollo de este sector, considerando los
cambios experimentados en la situación mundial desde esa fecha y los avances logrados
en el manejo global de la economía, en las técnicas y procesos de administración, y en los
demás aspectos de las relaciones económicas”. Para estos efectos, el Instituto realizó en
1985 varios seminarios tendientes a analizar estos aspectos y en abril de 1986,
encomendó a una Comisión estudiar los diversos antecedentes disponibles sobre esta
materia y determinar los elementos de política eléctrica más convenientes para el país.
Además, el Directorio del Instituto de Ingenieros de Chile encargó en 1987 al ingeniero
Sr. Sergio Lorenzini Correa “formar y presidir una Comisión que tuviera por misión
analizar la experiencia chilena acumulada en esta materia, considerando los diversos
antecedentes disponibles, tanto nacionales como de otros países, y emitir su opinión en
relación con las políticas que deberían aplicarse en esta importante área de la economía”.
67
El informe “Política Eléctrica” elaborado por esta Comisión37 señaló que “las distintas
situaciones que motivaron los primeros informes del Instituto y el actual, llevan
necesariamente a que ellos tengan algunas características diferentes. Es por ello que este
informe no requiere proposiciones sobre un programa de instalaciones eléctricas. Su
objetivo fundamental es la búsqueda de las condiciones, tanto de política como de
institucionalidad, que tiendan a optimizar la eficiencia del sector y garantizar su
adecuado crecimiento para satisfacer y promover el desarrollo de los demás sectores
económicos y para mejorar la calidad de vida de los chilenos, mediante el óptimo uso de
los recursos y capacidades nacionales... ”. Además, se señaló que si bien las modalidades
concretas de acción, dentro de estas políticas, debían adaptarse a las condiciones
particulares de cada país en cada momento, ellas debían cumplir con ciertos requisitos
básicos para que sean eficientes y se adapten a los requerimientos nacionales en
forma adecuada. Este es el caso de la política aplicable a la participación del Estado y
del sector privado en el desarrollo y en la operación de los sistemas eléctricos, ya que
teniendo en cuenta que las diferentes opiniones vertidas y determinaciones adoptadas en
esta área se ven influidas por las situaciones coyunturales de cada época, sean guerras,
crisis económicas, etc., ello no impide determinar algunos principios básicos,
fundamentales, que siempre deben respetarse al ajustar en cada momento las decisiones a
las características de la realidad nacional. A su vez, el conjunto ordenado de estos
principios básicos debe constituir una política estable en el tiempo.
37 Los integrantes de esta Comisión fueron: Sergio Lorenzini (Presidente), Renato Agurto, Jaime Bauzá, Sebastián Bernstein, Juan Cembrano, Heriberto Figueroa, Efraín Friedmann, Agustín León, Manuel Mardones, Augusto Matte, Cristián Maturana, Edison Román, José Saphores y Claudio Valdés.
68
La Comisión señaló que la política para el sector eléctrico debía contener los siguientes
principios básicos:
a.- Claridad y estabilidad de la política: se consideró que tan importante como una buena
política eléctrica, es su estabilidad en el tiempo, debido a los grandes capitales en juego y
los largos períodos de desembolso y de recuperación de las inversiones.
b.- Aspectos normativos y de control a cargo del Estado: la Comisión señaló que si bien
es necesario que existan normas claras y precisas respecto de la labor normativa y de
fiscalización del Estado, ellas deben limitarse a aquellos aspectos que son realmente
fundamentales para el logro del bien común, permitiendo una gran descentralización en la
toma de decisiones. Consideró que el exceso de limitaciones, controles y burocracia
ahoga la iniciativa y responsabilidad de las instituciones y de las personas. Por el
contrario, un sistema descentralizado de amplia participación responsable desencadena
capacidades de acción importante a todos los ámbitos de la comunidad.
c.- Investigación: Según la Comisión, el gran dinamismo del área de la energía,
impulsado por el permanente aumento de la demanda y agotamiento de los recursos
energéticos tradicionales, además de la necesidad de disminuir los efectos contaminantes
de alguno de ellos y de mejorar los rendimientos productivos, hacía necesario una
adecuada planificación eléctrica, basada tanto en la investigación científica y tecnológica
como en la búsqueda y evaluación de sus recursos disponibles, para que en cada
momento puedan tomarse las mejores decisiones. Como este tipo de inversiones, de las
más eficientes que puede realizar un país, requiere grandes desembolsos, muchas veces
sujetos a fracaso, se consideró que correspondía al Estado impulsar, coordinar y financiar
éstas, de acuerdo con las necesidades de desarrollo del sector, quedando sus resultados a
69
disposición de los interesados en desarrollarlo a un costo que dependería de las políticas
de fomento que decida aplicar.
d.- Planificación y decisiones de inversión: El sector eléctrico requiere una adecuada
coordinación de desarrollo y operación, debido a sus propias características y a sus
relaciones con los otros sectores energéticos y económicos. Es por esto, que la Comisión
consideró necesario la existencia de una planificación, dirigida por un organismo del
Estado, distinto de las empresas eléctricas, aunque en estrecho contacto con ellas.
Subsidiariamente, el Estado debía efectuar las obras que no sean oportunamente
abordadas por privados. Esta es la labor que actualmente desarrolla la CNE.
e.- Tarifas eléctricas: el sistema de tarifas condiciona la participación privada en el sector
eléctrico, así como la eficiente utilización de los recursos y sana administración de las
empresas estatales, por lo que son determinantes no sólo en el desarrollo del sector
eléctrico, sino también en el de los demás sectores económicos. En relación a los
subsidios, la Comisión declaró que tal vez, uno de los peores subsidios indirectos sea el
que se otorga a través de las tarifas eléctricas, pues promueve el derroche de un bien, la
electricidad, que exige enormes costos de capital para producirlo, con pequeñas
inversiones de los consumidores. Se señaló que éstos sólo se justificarían en el caso de
que éstos sean entregados directamente por el Estado, sin afectar los resultados de las
empresas eléctricas, y dirigidos a destinatarios de muy bajos ingresos, claramente
identificados, y sólo por un consumo básico de electricidad para evitar el derroche de
energía. En relación a los niveles tarifarios, se señaló que éstos debían permitir a las
empresas eléctricas eficientes, tener rentabilidades sobre sus activos en operación
semejantes a las obtenidas en otras actividades económicas. En este sentido, el
procedimiento de tarifas fijado en el DFL Nº 1 de 1982, que aplica el sistema de
70
tarificación a costo marginal, que simula los efectos de un mercado competitivo, en lugar
de los costos medios históricos con rentabilidades garantizadas, aplicado anteriormente,
presenta una serie de ventajas. Entre éstas, se señala que favorece los esfuerzos de
eficiencia de las empresas, al no garantizarles su rentabilidad38 y dificulta la eventual
tentación de la autoridad de manejar las tarifas con criterios políticos.
La participación privada en el sector eléctrico fue analizada respecto de cada uno de los
diferentes subsectores eléctricos:
a.- En relación a la distribución, si bien éste presenta características de monopolio
natural, lo que obliga el establecimiento de un sistema de concesiones, hubo consenso en
cuanto a que podía ser administrado por empresas privadas sin inconvenientes, debido a
que presentaba además características propias que facilitan la participación privada en él.
Entre éstas, se nombra la menor intensidad de capital y menores plazos de recuperación
de las inversiones, tecnología no sofisticada, estabilidad del régimen de concesiones,
tarifas fijadas por la autoridad y estabilidad de la acción privada en este sector desde el
punto de vista histórica.
b.- En generación, se presentan otras características que también condicionan la
participación privada en él. Entre éstas, se nombra la gran intensidad de capital requerido
y largos plazos de recuperación de las inversiones, largo período de gestación de los
proyectos, necesidad de coordinar, en cada sistema interconectado, la operación de las
centrales generadores de todas las empresas, tarifas expuestas a decisiones políticas y
38 En el DFL Nº 4, de 1954, la autoridad fijaba las tarifas eléctricas, de modo que las empresas tuvieran una utilidad asegurada del 10% sobre el valor neto de sus activos fijos en operación, lo que significaba una tarificación a costo medio histórico. Esa utilidad casi nunca se logró en la práctica. Política Eléctrica, Instituto de Ingenieros, 1987, op.cit. pp.25.
71
participación preponderante del Estado en el sector. Estas características determinaron un
alto riesgo de las inversiones, el que sólo podía ser contrarrestado mediante la aplicación
de políticas estables de Gobierno para el sector eléctrico, especialmente en relación a la
determinación de precios reales y de descentralización del sector eléctrico, además de
una actuación decidida y constante tendiente a incentivar la participación privada de
acuerdo con los procedimientos adecuados. Los criterios a seguir por el Estado para
determinar estos procedimientos, según la Comisión, serían los de una acción preferente
del Estado en la planificación del subsector en armonía con la de los demás subsectores y
empresas eléctricas, promoción estatal del desarrollo de nuevos proyectos, acción
subsidiario del Estado, extensión al sector privado de fuentes de financiamiento utilizadas
por las empresas estatales y promoción de la más amplia diversificación de la
participación privada, con el objeto de maximizar el ahorro en diversos ámbitos
nacionales y asegurar la estabilidad de las políticas del sector, entre otras.
c.- En Transmisión, se concluyó que dada sus características, es decir, economías de
escala apreciables, necesidades de inversión según características de la demanda y de los
nuevos proyectos de centrales eléctricas y condiciones geográficas, lo más conveniente
era que cada sistema troncal de transmisión esté en una sola mano, ya sea en poder de una
empresa generadora o constituyendo una sola empresa que pertenezca a todas las
empresas generadoras.
Por último, en relación a la institucionalidad para el sector, se señaló que ésta, vital para
que las políticas implementadas surtan efecto, debía ser ágil y eficaz. Para ello, era
necesario determinar claramente el rol del Estado, como promotor del bien común, pero
permitiendo una gran descentralización en la toma de decisiones, dentro de un marco de
72
atribuciones y obligaciones claramente definido. Debía además, considerar instancias de
participación entre los diversos actores del sector y otros sectores nacionales, privados y
estatales. En efecto, en relación a la función del Estado, la Comisión señaló que su
intervención debía presentar dos aspectos igualmente importantes:
i.- Uno se refería al papel promotor, normativo y de control que corresponde al Estado:
así, el Estado tiene la obligación de promover un oportuno y eficiente desarrollo de las
diversas actividades nacionales, procurar que ellas se realicen en beneficio de toda la
comunidad nacional, en consonancia con las necesidades de los demás sectores
económicos del país y de sus habitantes, fomentar y participar en la investigación y
planificación de los recursos eléctricos actuales y futuros, coordinar los sistemas de
generación y transmisión para garantizar el óptimo uso de los recursos, diseñar políticas
tarifarias y establecer y controlar niveles mínimos de calidad y seguridad de las
instalaciones y del servicios eléctrico. Para ello, debe establecer las normas y reglas a que
se deberán ajustar las personas e instituciones que realizan las distintas actividades y
deberá controlar que ellas sean respetadas.
ii.- El otro se refería a su acción subsidiaria, a través de su participación directa en la
construcción y explotación de las instalaciones eléctricas, cuando ello fuere necesario por
insuficiente acción del sector privado. De esta forma, se señaló, la intervención activa del
Estado no entraba, sino que favorece las potencialidades de acción de los diversos
sectores nacionales en el desarrollo del país, a favor del bien común.
Otro aspecto al que la Comisión dio gran importancia fue el de la descentralización. La
participación privada al interior del sector fue considerada uno de los requisitos
fundamentales para lograr el máximo de eficiencia y productividad en los procesos
73
económicos. Sin embargo, y para efectos de lograr que esta descentralización sea eficaz,
se planteó la necesidad que las instituciones y personas asuman responsablemente las
consecuencias, tanto positivas como negativas, de sus decisiones y que exista un marco
de normas establecidas por la autoridad para salvaguardar y promover el bien común.
Esta estructura permitiría una descentralización responsable, capaz de desarrollar la
riqueza y potencialidad de participación de todos los sectores del país en el quehacer
nacional.
2.3.3.- Mecanismos utilizados para materializar la estrategia de Gobierno en el
sector eléctrico:
Cabe destacar que el proceso de restructuración del sector eléctrico se fue llevando a cabo
paulatinamente. En efecto, entre 1974 y 1979 se incentivó la recuperación financiera de
las empresas eléctricas estatales y privadas. Sin embargo, los cambios introducidos en
este período no atacaron problemas estructurales que impedían una mayor eficiencia del
sector. Esto se debió a que la situación existente impedía una avance mayor. Entre los
principales problemas, Bernstein nombra39:
a.- Una participación estatal preponderante (cerca del 90% en generación, 100% en
transmisión y 80% en distribución);
b.- Rol prácticamente monopólico de ENDESA, lo que dificultaba el desarrollo de
nuevos proyectos;
39 Bernstein, op.cit.pp. 4, pág. 182.
74
c.- Inexistencia de organismos adecuados de control;
d.- Imposición política a las empresas estatales de actividades no rentables;
e.- Confusión de los roles normativos y empresariales del Estado;
f.- Tarifas ineficientes, en el sentido de que no premiaban a las empresas más eficientes ni
castigaban a las más ineficientes y que no propendían a la correcta asignación de recursos
por parte de los usuarios.
Por estas razones, fue necesario diseñar diversos mecanismos para materializar la
estrategia del Gobierno en el sector eléctrico, mecanismos que posteriormente fueron
consagrados en el DFL Nº 1 de 1982. Estos mecanismos, que apuntaron
fundamentalmente a determinar el rol del Estado y de los privados en el sector, a la
fijación de reglas tarifarias estables y reales y a la creación de una institucionalidad
adecuada para propiciar estas políticas, fueron los siguientes:
- Una clara separación de los roles normativos y empresariales del Estado: el rol
normativo quedó radicado en la Comisión Nacional de Energía, CNE, institución creada
en 1978 mediante el Decreto-Ley 2.224 y en la Oficina de Planificación Nacional,
ODEPLAN. La Comisión Nacional de Energía fue creada con el carácter de organismo
asesor del Presidente de la República con la función de elaborar y coordinar los planes,
políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energía y asesorar
al gobierno en todas las materias relacionadas. Odeplan fijaba las metas para la
administración pública, y muy particularmente para las empresas del Estado. La gestión
75
de estas últimas, en el sector energía, quedó sometida al control de la Corporación de
Fomento de Producción, CORFO.
- Una coordinación por parte de la CNE de las grandes decisiones de inversión de las
empresas estatales que intervienen en el sector, con criterio de máximo beneficio para la
comunidad. Esta planificación fue imperativa hasta 1989, fecha en que culminó el
proceso de privatización del área eléctrica. Después de esto, la planificación fue de
carácter indicativa.
- Realización de ajustes institucionales y legales para lograr una gestión eficiente de las
empresas estatales y para aumentar la participación del sector privado en el sector
energético. En este sentido, se promulgó el DFL Nº 1, de Minería, de 1982 – Ley General
de Servicios Eléctricos, se crearon los Centros de Despacho Económico de Carga,
institución clave para el fomento de la competencia en el sector generación, se definió
claramente el régimen de obligaciones de derechos y obligaciones de los concesionarios
de Servicio Público de Distribución, etc.
- Participación del Estado en la evaluación de recursos energéticos, bajo ciertas
condiciones de eficiencia y evaluaciones socio-económicas.
- Creación de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles dependiente del
Ministerio de Economía y que asumió la labor fiscalizadora del sector.
- Fijación de un sistema de precios realista y eficiente, que reflejara los costos eficientes
de suministrar electricidad. Se puso especial énfasis en el establecimiento de precios
eficientes de transferencia entre los distintos actores del sistema, es decir, entre
generadores, transmisores y distribuidores. El sistema tarifario se basó en una clara
distinción entre las actividades con caracteres de monopolio natural de aquella en
que era posible crear condiciones de competencia. Este sistema, que se implementó
76
por la CNE en 1980 y se formalizó en la nueva ley eléctrica de 198240, implementó cuatro
sistemas de precios más un sistema de peajes por el uso compartido de los sistemas de
transmisión. Los sistemas de precios fueron:
i) Precios de transferencia entre empresas generadoras, basados en costos marginales de
corto plazo (precio spot);
ii) Precios a costo marginal para los suministros de empresas generadoras a
distribuidoras, basados en el promedio esperado de los precios spot para los siguientes 48
meses;
iii) Precios libres para grandes clientes finales de tamaño superior a 2.000 kW;
iv) Precios regulados a consumidores pequeños, clientes de las distribuidoras.
2.3.4.- Desconcentración del sector eléctrico:
La desconcentración del sector eléctrico, que hasta la fecha estaba a cargo de unas pocas
empresas estatales, fue necesario por varias razones. Según Sebastián Bernstein41, tanto
en el sector generación como el de distribución, no existen significativas economías de
escalas, lo que llevó a plantear la necesidad de tener muchas empresas generadoras en vez
de una sola, compitiendo entre sí para el suministro a grandes usuarios finales, y diversas
empresas distribuidoras. Por una parte, la posibilidad de que las centrales generadoras
compitan, permiten desarrollar un verdadero mercado eléctrico, en que los precios
mayoristas no resultan de regulaciones administrativas sino de la interacción entre oferta
40 El Decreto-Ley 2.224 de 1978 ya había modificado tácitamente el sistema de fijación de precios existente hasta la fecha, ya que estableció que sólo el Ministerio de Economía estaba facultado para fijar precios y tarifas, previo estudio e informe de la CNE. 41 Bernstein, op.cit.pp. 4, págs. 184 a 188.
77
y demanda. Por otra parte, en un ambiente descentralizado resulta más fácil la
participación del sector privado.
La privatización y la desconcentración del sector eléctrico, presenta varias ventajas desde
el punto de vista de la estabilidad de las reglas del juego, como por ejemplo, que las
autoridades de control no se vean enfrentadas a un solo interlocutor, evitar las presiones
de grupos de poder, inducir a una mayor apertura tecnológica y diversificación y
movilidad de fuentes ocupacionales. Es así como ENDESA se dividió en 8 empresas
generadoras (Edelnor (Norte Grande), ENDESA “continuadora”, Colbún, Pehuenche,
Pullinque, Pilmaiquén y Edelayseán), 6 empresas distribuidoras (Eligsa, Elecda, Emelari,
Emelat, Emec y Emel), a parte de las dos filiales Saesa y Frontel. Posteriormente, Endesa
forma la transmisora Transelec. Por su parte, Chilectra se dividió en una generadora
(Chilgener, actualmente Gener) y dos distribuidoras (Chilectra Metropolitana y
Chilquinta).
Según el autor, “la desconcentración, la descentralización y la privatización de un sector
tan complejo como el eléctrico requieren un cuidado extremo en su diseño y
establecimiento. Las relaciones entre las distintas empresas en un esquema
desconcentrado y privatizado exigen una explicitación muy clara del régimen de
obligaciones y de derechos recíprocos, y muy particularmente, del sistema de precios de
transferencia, ya sea que estén regulados o no, y de los mecanismos de coordinación
requeridos”. Es por esto, que todos estos mecanismos quedaron plasmados en la nueva
ley eléctrica, de 1982. En esta época comienza además, la descentralización y
privatización de las empresas públicas, temas que se verán a continuación con mayor
78
detalle, debido a que constituyen un aspecto primordial de la estrategia seguida para el
desarrollo del sector.
2.3.5.- Privatización del sector eléctrico entre 1974 y 1990:
Durante 1974, se devolvieron 202 empresas industriales (de diferentes sectores) a sus
antiguos dueños. El resto se entregó en el transcurso de los siguientes cinco años. De esta
manera, el sector público redujo el número de empresas de 620, en 1973 a 66, en 198142.
Sin embargo, las empresas estatales en actividades tales como la producción y
distribución de energía eléctrica, telefonía y telecomunicaciones, entre otras,
permanecieron aún bajo el alero estatal, incluyendo algunas, como CODELCO, que
habían sido empresas privadas antes de 1970. Así, en 1981, la participación del Estado en
este tipo de actividades continuaba siendo fundamental, (ver Cuadro N° 4).
Participación del Estado Empresario en la Economía:
La privatización de las empresas estatales del sector eléctrico se inició recién a partir de
1980 y duró prácticamente hasta 1990. La lentitud y cautela con la que se actuó se debe a
varias razones, nombrándose en primer lugar, la necesidad de sanear previamente el
sistema financiero, con el fin de aumentar la eficiencia de las empresas e introducir
factores de competencia en el mercado energético, en concordancia con las políticas
42 En materia de privatizaciones de empresas eléctricas, Benitez Rivera, Ingrid: “La Ley General de Servicios Eléctricos, algunos problemas relativos a las Concesiones y Servidumbres”, Memoria de Prueba para optar al grado de Licenciado en Ciencias Jurídicas y Sociales, Facultad de Derecho, Universidad Central. Cabe destacar que esta memoria de prueba fue corregida por el profesor guía, don Iván Aróstica M, profesor de Derecho Administrativo de la Universidad de Chile y Universidad Gabriela Mistral, entre otras.
79
implementadas. Según Sebastián Bernstein43, también influyó en la lentitud del proceso,
el hecho de que no existía unanimidad a nivel de Gobierno acerca de las ventajas de
privatizar un área tan estratégica como la electricidad y, por otra parte, acerca de los
eventuales problemas que acarrearía la incorporación de capital privado al sector
eléctrico. Las oposiciones a las privatizaciones provinieron de elementos del propio
gobierno, de los trabajadores de las empresas, de parte de grupos de profesionales y
ejecutivos de la empresa, de la oposición política y de parte de algunos gremios
empresariales. Además, muchos consideraban que los problemas de eficiencia de las
empresas del sector ya habían sido superados – y que por tanto podían seguir en manos
del Estado. Respecto a esto, Bernstein enfatiza que no se puede confundir la eficiencia
del personal de las empresas – en general constituidas por personal capaz e idóneo-, y la
eficacia para ejecutar determinadas tareas, “con el nivel de eficiencia a nivel macro bajo
el cual puede operar una empresa estatal sometida a presiones, obligaciones y
distorsiones que, en definitiva, perturban su gestión.”
Para privatizar el sector eléctrico se consideró indispensable la existencia de reglas del
juego transparentes y bien fundadas en lo técnico y económico, además de un mercado de
capitales fuerte. En este último aspecto, uno de los inversionistas más importantes fueron
las Administradoras de Fondos de Inversión (AFP). Los mecanismos a través de los
cuales se llevó a cabo este proceso, fueron básicamente los siguientes:
• Venta de pequeñas compañías de generación y distribución de energía eléctrica a
través de oferta pública (licitaciones);
43 Bernstein, op.cit.pp. 4, págs. 197 y siguientes.
80
• Privatización de las grandes compañías de generación y distribución de energía
eléctrica a través de la oferta de grandes bloques de acciones en el mercado bursatil (a
inversionistas institucionales);
• Privatización a través de la venta al público de pequeños números de acciones
(llamado capitalismo popular).
En un caso particular (Empresa Eléctrica de Melipilla) se negoció directamente el valor
de las acciones con los trabajadores de la empresa.
2.3.6.- Institucionalidad actual del sector eléctrico:
Los organismos del Estado que actualmente participan en la regulación del sector
eléctrico en Chile son los siguientes:
• Comisión Nacional de Energía (CNE)
• Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción
• La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)
• Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) de cada sistema eléctrico
Adicionalmente, tienen relación con el sector eléctrico, las siguientes organizaciones:
• La Comisión Nacional del Medioambiente (CONAMA)
• La Superintendencia de Valores y Seguros (SVS)
• Organismos de defensa de la competencia
81
• Ministerio de Planificación (MIDEPLAN)
• Municipalidades
2.3.6.1.- Comisión Nacional de Energía (CNE):
La Comisión Nacional de Energía (CNE) se rige por el Decreto Ley N° 2.224, de 1978
con sus modificaciones posteriores. Es una persona jurídica de derecho público,
funcionalmente descentralizada y autónoma, que se relaciona directamente con el
Presidente de la República. Su principal función y objetivo es asesorar al gobierno en la
toma de decisiones relacionadas con el sector eléctrico: elaborar y coordinar planes,
políticas y normas necesarias para el buen funcionamiento y desarrollo del sector
energético nacional, velar por su cumplimiento y asesorar a los organismos de Gobierno
en todas aquellas materias relacionadas con la energía. Además, efectúa los estudios de
fijación de tarifas eléctricas que se someten al Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción. Este no puede modificar los valores propuestos por la CNE.
La Dirección Superior de la Comisión corresponde a un Consejo Directivo integrado por
un representante del Presidente de la República, quien lo preside con el título de
Presidente de la Comisión Nacional de Energía, por el Ministro de Minería, por el
Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción, por el Ministro de Hacienda, por el
Ministro de Defensa Nacional, por el Ministro Secretario General de la Presidencia y por
el Ministro del Ministerio de Planificación y Cooperación. El Presidente titular de la
Comisión tiene el rango de Ministro de Estado, es funcionario de la exclusiva confianza
del Presidente de la República y responde directamente ante él de la gestión de la
82
Comisión. La administración de la Comisión corresponde al Secretario Ejecutivo. El es el
Jefe Superior del Servicio y tiene su representación legal, judicial y extrajudicial. El
cargo de Secretario Ejecutivo, provisto a proposición del Consejo Directivo, es un cargo
de la exclusiva confianza del Presidente de la República.
2.3.6.2. Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción:
Este Ministerio tiene por función fomentar la modernización de la estructura productiva
del país, el fortalecimiento y expansión de la economía chilena y su inserción activa en
los mercados internacionales. En el sector eléctrico es el encargado de fijar las tarifas de
distribución eléctrica, los precios de nudo, (precio de venta de energía de generadoras a
distribuidoras) de otorgar las concesiones definitivas previo informe de la SEC y de
resolver los conflictos entre los miembros de los CDEC, en todos los casos, previo
informe de la CNE. Además, le corresponde fomentar el eficiente desarrollo de los
subsectores generación, transmisión y distribución.
2.3.6.3. Superintendencia de Energía y Combustibles (SEC):
La SEC es un organismo descentralizado, regido por la Ley 18.410, de 1985, que se
relaciona con el Gobierno por intermedio del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción. Corresponde a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles:
"fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias, y
normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución
de combustibles líquidos, gas y electricidad, para verificar que la calidad de los servicios
83
que se presten a los usuarios sea la señalada en dichas disposiciones y normas técnicas, y
que la antes citadas operaciones y el uso de los recursos energéticos no constituyan
peligro para las personas o cosas". Para tal efecto, la SEC se encuentra organizada en dos
áreas fundamentales de trabajo: una dedicada a la electricidad y otra dedicada al gas y a
los combustibles fósiles, cada una con sus respectivos departamentos técnicos. Es el
responsable técnico de otorgar concesiones provisionales y de informar al Ministerio de
Economía sobre las solicitudes de concesión definitivas que se refieran a distribución de
electricidad y a la instalación de centrales hidráulicas, subestaciones eléctricas y líneas de
transmisión. Por otro lado, tiene la misión de resolver los reclamos que presentan
propietarios, particulares y consumidores de las instalaciones eléctricas y de verificar la
calidad de los servicios prestados. En el desempeño de su cometido institucional la
Superintendencia conoce y resuelve, en general, las reclamaciones que puedan formularse
recíprocamente los usuarios, las empresas y los propietarios de instalaciones energéticas
y, en especial, conoce los reclamos de los usuarios contra las empresas proveedoras de
los servicios de electricidad, gas o combustibles y, en su caso, aplica las sanciones que
correspondan con motivo de las infracciones que compruebe a la legislación vigente. La
ley que regula esta superintendencia fue modificada por la Ley 19.613 de junio de 1999,
con el objeto, fundamentalmente, de elevar sustancialmente las multas aplicables a las
empresas eléctricas.
2.3.6.4. Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC):
Los CDEC fueron creados con el objeto de coordinar la operación de los grandes
sistemas interconectados, determinar y evaluar los costos marginales horarios del sistema
84
eléctrico y determinar las transacciones ocasionales en el mercado ocasional. Según
Sebastián Bernstein44, esta coordinación constituye un requisito técnico, económico y
político indispensable si se quiere lograr eficiencia en un ambiente de descentralización y
desconcentración de la generación-transmisión.
Funciones del CDEC:
Este organismo tiene por objeto:
• Preservar la seguridad del servicio del sistema eléctrico;
• Garantizar la operación a mínimo costo para el conjunto de las instalaciones de
generación y transmisión del sistema;
• Determinar los costos marginales de corto plazo del sistema y facturar las
transferencias de electricidad entre empresas generadoras de acuerdo a los costos
marginales de corto plazo del sistema, y
• Establecer condiciones de equidad para la comercialización de energía por parte de
las empresas generadoras.
De acuerdo a esto, el CDEC, en su calidad de Administrador del Mercado Mayorista, se
ocupa de:
44 En general, todo este capítulo está basado en la descripción que Sebastián Bernstein hace de los CDEC en op.cit.pp. 4, en los documentos redactados previos al proyecto, en el DFL Nº1 y su respectivo reglamento.
85
• “Planificar” la operación del sistema existente considerando como dato el programa
vigente de incorporación de centrales. En consecuencia, se encarga de efectuar la
programación estacional, mensual, diaria y horaria de la operación de las unidades
generadoras y líneas de transmisión de cada sistema eléctrico. Para esto, considera
sólo la actividad de generación de cada empresa, con independencia de las
condiciones bajo las cuales la energía es comercializada por ellas. Es decir, el CDEC
no toma en consideración los precios de los contratos con clientes finales. Además, el
CDEC planifica la operación, pero no la conduce en tiempo real, ya que esta función
sigue radicada en las propias empresas generadoras. Bernstein destaca el hecho de
que el CDEC no es un ente comprador de energía, sino un intermediario ordenador
entre generadores, que no se ocupa de las condiciones de precio de venta a los
clientes finales de éstos.
• Determinar el precio spot horario de la energía eléctrica. La valoración de las
transferencias de energía entre generadores se efectúa calculando el costo marginal de
corto plazo del kWh, asociado a una operación óptima, en la subestación en que se
efectúa la transferencia de electricidad. Las transferencias de potencia de punta se
evalúan al costo marginal del kW, aproximado por el costo de inversión de turbinas a
gas de referencia, ubicadas en el punto más conveniente para el sistema. Las
transferencias de potencia de punta entre generadores se originan en las diferencias
entre la potencia firme (potencia que pueden garantizar con alto grado de seguridad)
de las unidades generadoras y las demandas máximas anuales de potencia de los
clientes con quienes tienen contrato.
86
• Determinar y valorizar las transferencias de electricidad horarias no comprometidas
en contrato entre generadores del sistema. Estas transferencias corresponden, para
cada generador y cada hora, a la diferencia entre su generación efectiva despachada y
la demanda de sus contratos; si genera más que sus contratos, el excedente constituye
una venta al mercado spot. Si genera menos que sus contratos, el faltante constituye
una compra al mercado spot. El CDEC valoriza las ventas y compras de cada
generador al mercado spot y efectúa las liquidaciones correspondientes.
• Con el objeto de evitar que un generador comercialice más potencia o energía que la
que dispone, el CDEC verifica previamente que sus contratos de venta no superen
potencia firme propia.
Regulación de los CDEC:
Inicialmente, los CDEC se encontraban regulados en el DFL Nº1 de 1982 y en el Decreto
Supremo Nº 6 de 1985, del Ministerio de Minería, que aprobó el “Reglamento de
Coordinación de la Operación Interconectada de Centrales Generadoras y Líneas de
Transporte” en virtud de las facultades conferidas al Presidente de la República por el
DFL Nº1 de 1982, del Ministerio de Minería, lo informado por la CNE y el artículo 32 Nº
8 de la Constitución Política. Este decreto fue derogado por el Decreto Nº 327, de 1998,
del Ministerio de Minería, que fija el “Reglamento de la Ley General de Servicios
Eléctricos” de fecha 10 de Septiembre de 1998 y publicado en el Diario Oficial el 12 de
Diciembre de 1998.
87
Coordinación de las empresas interconectadas a través de un CDEC:
El artículo 81 del DFL y el Reglamento, en su Título IV, se refieren a la obligación de los
concesionarios de llevar a cabo la interconexión de sus instalaciones. De acuerdo a esta
normativa, las operaciones de las empresas interconectadas deben ser objeto de
coordinación. La coordinación se refiere a la operación de las instalaciones eléctricas de
concesionarios o no concesionarios que operen interconectados entre sí, con el fin de
preservar la seguridad del servicio eléctrico, garantizar la operación más económica para
el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico y garantizar el derecho de
servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos mediante concesión. Esta
coordinación debe sujetarse a las normas técnicas y reglamentos que proponga la
Comisión (mediante reglamento). Este tipo de coordinación es precisamente la que está a
cargo de los CDEC. De acuerdo al Reglamento de la ley, no todas las instalaciones
eléctricas interconectadas están obligadas, sin embargo, a coordinarse a través de un
CDEC sino sólo aquellas centrales generadoras y líneas de transporte interconectadas
entre sí que formen un sistema eléctrico con capacidad instalada total de generación
superior a 100.000 kilowatts45.
45 Artículo 167 del Decreto Nº 327
88
Empresas que deben integrar un CDEC:
Las empresas que deben integrar cada CDEC son las centrales generadoras o líneas de
transporte que cumplan simultáneamente las siguientes condiciones46:
a) Que funcionen interconectadas entre sí, formando un sistema eléctrico con capacidad
instalada de generación 47 superior a 100.000 kilowatts (100 MW)
b) Que pertenezcan a algunas de las siguientes categorías48:
• Empresas eléctricas cuya capacidad instalada de generación en el sistema exceda del
2% de la capacidad instalada total del sistema a la fecha de constituirse el CDEC que
debe coordinarlo;
• Autoproductores49 con capacidad instalada de generación en el sistema superior al
total de su demanda máxima anual de potencia en el mismo sistema y que ésta sea
además superior al 2% de la capacidad que el sistema tenía a la fecha de constituirse
el CDEC que debe coordinarlo50;
46 En el texto original del DFLN°1 de 1982, el CDEC se entendía conformado exclusivamente por los generadores del sistema, pero a partir de 1998 el nuevo Reglamento incorporó a las empresas de transmisión que superan un determinado tamaño. 47 El Reglamento (artículo 170) entiende por “capacidad instalada de generación”, tanto la que se tenga en instalaciones propias como la que provenga de un contrato de adquisición de la totalidad de la energía producida por una central ajena, por un plazo mínimo de dos años. 48 Artículos 167 y 168 del Decreto Nº327 49 El Reglamento considera autoproductor la entidad cuyo giro principal sea distinto a la generación o transmisión de energía eléctrica y entiende que ellos destinan sus instalaciones de generación prioritariamente a satisfacer necesidades de energía propias, a menos que comunique por escrito al CDEC y a la CNE, que dará otro destino a la energía que produce. 50 Pueden exonerarse de esta obligación las generadoras y los autoproductores que suscriban un contrato con alguna otra entidad integrante, para la entrega de la totalidad de la electricidad producida por sus instalaciones de generación. La entidad efectivamente integrante deberá participar en este caso en el CDEC con sus instalaciones propias y con las contratadas.
89
• Empresa transmisora51 cuyas instalaciones de transmisión sean de un nivel de tensión
igual o superior a 23.000 Volts, con a lo menos un tramo de línea de transmisión de
longitud superior a 100 kilómetros, y
• Propietario de instalaciones correspondientes a las subestaciones básicas de energía,
que son aquellas en las cuales se calcula el costo marginal esperado de energía del
sistema, o a las líneas que las interconectan.
Están facultadas, pero no obligadas, para integrar un CDEC las entidades que operan en
el respectivo sistema eléctrico, siempre que se trate de generadoras o autoproductores con
capacidad instalada de generación superior a 9 MW . En el caso de los autoproductores
esta capacidad debe ser además superior a su demanda máxima anual de potencia en el
mismo sistema, la que se calculará al momento de informar al CDEC su decisión de
incorporación. Las unidades generadoras y sistemas de transmisión deben comunicar a la
CNE y al CDEC correspondiente, por escrito, tanto la interconexión al sistema como el
retiro, modificación o desconexión. Además, para efecto del cumplimiento de las
funciones del CDEC, todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote, a
cualquier título, centrales, líneas de transporte o instalaciones de distribución están
obligados a proporcionar la información necesaria y pertinente que el CDEC le solicite.
Es importante mencionar que el CDEC conduce la actividad de generación de cada
empresa con real independencia de las condiciones de comercialización de cada una de
las generadoras.
51 El Reglamento entiende por empresa transmisora aquellas cuyo giro principal es administrar sistemas de transmisión de electricidad, por cuenta propia o ajena.
90
Organización interna de los CDEC:
Cada CDEC está compuesto de los siguientes organismos:
a.- Un Directorio, conformado por un representante de cada una de las entidades que
integran el CDEC, las que deben otorgarle mandato con poderes suficientes para
concurrir a la constitución del CDEC y de sus órganos y a la toma de decisiones
necesarias para su funcionamiento y cumplimiento de sus fines. La Presidencia
corresponde a sus integrantes en forma rotativa por el plazo de un año.
Fundamentalmente, al Directorio le corresponde velar por el cumplimiento de las
funciones que establezca el Reglamento en análisis y el reglamento interno, aprobar y
modificar ambos, establecer las instalaciones involucradas en el área de influencia de
cada una de las centrales generadoras que integran el CDEC, emitir informes especiales
solicitados por la CNE y la SEC, resolver conflictos sometidos a su decisión por los
demás organismos, etc. No obstante, se encuentra facultado para contratar servicios a
terceros para la ejecución de acciones de apoyo o tareas específicas asociadas a sus
funciones. El Directorio debe sesionar en forma ordinaria una vez al mes y en forma
extraordinaria cada vez que lo solicite el Presidente por sí o a solicitud de cualquiera de
los Directores. El quorum para adoptar acuerdos al interior del Directorio es de la
unanimidad, para los casos en que se deba aprobar y modificar el reglamento interno del
CDEC, resolver conflictos sometidos a su decisión por los demás organismos del CDEC
y para aprobar el presupuesto anual de gastos de su funcionamiento. En los demás casos,
el quorum requerido es de mayoría simple. Para lograr los referidos acuerdos, cada
91
miembro del Directorio tiene derecho a un voto, salvo en los casos de las empresas
transmisoras, los propietarios de instalaciones de subestaciones básicas de energía y las
empresas generadoras o autoproductores con capacidad instalada de generación superior
a 9 MW (las últimas dos sólo en el caso que se hayan incorporado al CDEC) las que
pueden elegir un representante común. El representante común que designen dos o más
entidades también tiene derecho a un sólo voto. En los casos que no se logre acuerdo, el
directorio debe requerir la opinión del Comité de Expertos, integrado por dos ingenieros
y un abogado. Este comité debe evacuar un informe y una recomendación en el plazo de
30 días, los que se someten a votación en sesión especial. Si no se logra nuevamente
acuerdo, el Directorio debe evacuar todos los antecedentes, dentro del plazo de 7 días
contados desde la votación, al Ministro de Economía, para que resuelva previo informe
de la Comisión, en el plazo de 60 días.
b.- Además del Directorio, conforman el CDEC las Direcciones de Operación y de
Peajes:
Cabe destacar que hasta 1999, el personal que efectuaba las tareas del CDEC era personal
de las propias empresas generadoras y transmisoras, lo que acentuaba los conflictos en las
tomas de decisiones y en la gestión de este organismo. A partir de 1999, el CDEC se
constituyó como una sociedad de responsabilidad limitada, y las Direcciones de
Operación y Peajes, que también estaban integradas por personal de las empresas,
pasaron a ser integradas por profesionales y técnicos subordinados del propio CDEC, los
que deben cumplir sus funciones de acuerdo a los criterios fijados por el Directorio.
92
Ambas Direcciones son entidades eminentemente técnicas y ejecutivas. La dirección de
Operaciones tiene a su cargo el Centro de Despacho y Control, (CDC) el que debe
coordinar la operación en tiempo real del sistema en su conjunto y de cada una de las
unidades generadoras y líneas de transporte. Le corresponde especialmente supervisar y
coordinar en todo momento, el cumplimiento de los programas emanados de la Dirección
de Operación, a fin de preservar la seguridad instantánea de suministro y los rangos de
variación de frecuencia y de voltaje. Para ello, las entidades sujetas a coordinación, deben
aportar a su costo la información necesaria. No obstante, cada empresa efectúa, bajo su
responsabilidad, la operación efectiva de las instalaciones de su propiedad o de aquellas
que explote.
La Dirección de Operación debe programar la operación de las unidades generadoras del
sistema en el corto plazo, es decir, debe indicar la generación media horaria de las
diversas centrales para cada una de las 24 horas del día. En el caso de que se presenten
circunstancias de operación imprevistas que alteren dicha programación (ejemplo:
salidas de servicio de unidades generadoras), el CDC debe comunicar a la Dirección de
Operación las diferencias que se produzcan entre la operación real y la programada con el
objeto de que ésta adopte las medidas correctivas que estime necesarias en la
programación del período siguiente. Por tanto, la programación de corto plazo que realiza
la Dirección de Operaciones, se hace efectuando los ajustes que sean necesarios a la
programación de mediano plazo, la cual indica la operación de las centrales en bloques de
horas de igual demanda de días típicos de consumo. Los ajustes derivan de estrategias
para la operación de embalses y centrales termoeléctricas definidas al momento de
efectuar la programación de mediano y largo plazo. Los objetivos de la programación de
93
mediano y largo plazo son los de minimizar el costo total actualizado de operación y de
racionamiento en un período que no puede ser inferior a 5 años en el caso del SIC.
2.3.6.5.- Comisión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA)
Es una institución dependiente del Ministerio Secretaría General de la Presidencia y se
rige por la Ley Nº 19.300, de 1994. Es la institución encargada de actuar como órgano de
consulta, análisis, comunicación y coordinación en materias relacionadas con el medio
ambiente. Asimismo, es la encargada de administrar el sistema de evaluación de impacto
ambiental a nivel nacional, coordinar los procesos de generación de las normas de calidad
ambiental y determinar los programas para su cumplimiento.
2.3.6.6. Superintendencia de Valores y Seguros (SVS)
La SVS es una institución autónoma, regida por el Decreto Ley Nº 3.538, de 1980, que se
relaciona con el Gobierno a través del Ministerio de Hacienda. A este organismo le
corresponde fiscalizar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas que rigen a las
personas que emiten o intermedian valores de oferta pública, las bolsas de valores, los
fondos mutuos, las sociedades anónimas y las empresas de seguros.
94
2.3.6.7. Organismos de Defensa de la Competencia:
Son los organismos encargados de prevenir, investigar y corregir los atentados a la libre
competencia y los abusos en que incurra quien ocupe una posición monopólica. Tales
organismos son:
• Las Comisiones Preventivas Regionales;
• La Comisión Preventiva Central;
• La Comisión Resolutiva;
• La Fiscalía Nacional Económica.
Todos estos organismos se encuentran regulados en el Decreto Ley Nº 211, de 1973,
refundido por el Decreto Nº 511, de 1980.
2.3.7.- Evaluación del sistema institucional regulatorio del sector energía:
Actualmente, el regulador del sector eléctrico, la CNE, forma parte del propio Poder
Ejecutivo. Según Bernstein52, si bien en principio esto no es lo ideal, ya que se corre el
riesgo que sus decisiones se vean politizadas, este peligro se ve contrarrestado por el
hecho de que existe un entorno que minimiza este tipo de peligros, ya que la legislación
es muy precisa en cuanto a las cosas que debe hacer. Por otra parte, existe un sistema de
“contrabalanceo”, debido a que los precios de generación eléctrica son semi libres al
52 Bernstein, Sebastián: “Ponencia sobre la Actual y Futura Institucionalidad Regulatoria”, Institucionalidad Regulatoria en el Sector Energía, CNE, Septiembre, 1996.
95
encontrarse vinculados a los precios libres, y los de distribución se regulan cada 4 años,
en base a una ponderación que se efectúa entre el cálculo de precios efectuado por la
Comisión y por las empresas distribuidoras. Por otra parte, la diversidad de actores
privados existentes en el mercado eléctrico permitirá que si se comete un error, o aparece
un intento de sesgo para perjudicar a uno y favorecer a otro, las empresas afectadas hagan
valer sus derechos.
96
CAPÍTULO III.-
ACTUAL MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO
El sector eléctrico se encuentra actualmente regulado por la Ley General de Servicios
Eléctricos, que corresponde a la cuarta Ley General de Servicios Eléctricos del país, cuyo
texto está contenido en el DFL Nº 1, de Minería, de 1982, publicado en el Diario Oficial
del 13 de Septiembre de 1982. La aplicación de la ley eléctrica corresponde al Ministerio
de Economía, Fomento y Reconstrucción, por conducto de la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles.
El DFL ha sufrido una serie de modificaciones que pueden apreciarse en la siguiente lista.
En la primera columna se indica la fecha de la modificación; en la segunda columna, el
artículo del DFL N° 1 que fue modificado; en la tercera columna, la forma en que se
introdujo la modificación a la ley eléctrica (a través de una modificación propiamente tal,
agregación, derogación, sustitución, etc.) y el organismo que la efectuó y, por último, en
la cuarta columna, la ley y el correspondiente artículo que introdujo la modificación.
120 MODIFICA LEY-18196
29.12.1982 MINISTERIO DEL INTERIOR 32
-------------------------------------------------------------------
126 MODIFICA LEY-18196
29.12.1982 MINISTERIO DEL INTERIOR 32
97
73 AGREGA LEY-18341
14.09.1984 MINISTERIO DEL INTERIOR 3
--------------------------------------------------------------------
14 TRANS DEROGA LEY-18410
22.05.1985 MINISTERIO DEL INTERIOR 25 y 26
--------------------------------------------------------------------
100 SUSTITUYE LEY-18482
28.12.1985 MINISTERIO DEL INTERIOR 37
--------------------------------------------------------------------
106 MODIFICA LEY-18482
28.12.1985 MINISTERIO DEL INTERIOR 37
--------------------------------------------------------------------
14 SUSTITUYE LEY-18681
31.12.1987 MINISTERIO DE HACIENDA 22
--------------------------------------------------------------------
77 REEMPLAZA LEY-18681
31.12.1987 MINISTERIO DE HACIENDA 22
--------------------------------------------------------------------
92 REEMPLAZA LEY-18768
29.12.1988 MINISTERIO DE HACIENDA 19
--------------------------------------------------------------------
51 B INTERCALA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
---------------------------------------------------------------------
84 MODIFICA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
-----------------------------------------------------------------------
17 BIS AGREGA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
98
51 MODIFICA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
---------------------------------------------------------------------
51 MODIFICA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
---------------------------------------------------------------------
51 SUPRIME LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
---------------------------------------------------------------------
51 A INTERCALA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
----------------------------------------------------------------------
51 C INTERCALA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
----------------------------------------------------------------------
51 D INTERCALA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
------------------------------------------------------------------------
51 E INTERCALA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
------------------------------------------------------------------------
51 F INTERCALA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
------------------------------------------------------------------------
51 G INTERCALA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
------------------------------------------------------------------------
99
99 MODIFICA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
---------------------------------------------------------------------
150 MODIFICA LEY-18922
12.02.1990 MINISTERIO DE MINERIA UNICO TRANS
----------------------------------------------------------------------
SENT.PROYECTO MODIF.(LEY1 SEN-
12.02.1990 TRIBUNAL CONSTITUCIONAL
------------------------------------------------------------------------
99 MODIFICA LEY-18959
24.02.1990 MINISTERIO DE HACIENDA 37
------------------------------------------------------------------------
99 BIS AGREGA LEY-18959
24.02.1990 MINISTERIO DE HACIENDA 37
------------------------------------------------------------------------
132 MODIFICA LEY-19203
24.02.1993 MINISTERIO DE ECONOMIA FO UNICO
------------------------------------------------------------------------
115 AGREGA INCISOS LEY-19489
28.12.1996 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
------------------------------------------------------------------------
9 SUSTITUYE LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
------------------------------------------------------------------------
99 BIS REEMPLAZA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
------------------------------------------------------------------------
130 DEROGA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
100
131 DEROGA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
--------------------------------------------------------------------
132 DEROGA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
---------------------------------------------------------------------
133 DEROGA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
--------------------------------------------------------------------
134 DEROGA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
------------------------------------------------------------------------
138 SUSTITUYE LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
-----------------------------------------------------------------------
139 DEROGA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
-----------------------------------------------------------------------
140 DEROGA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
-----------------------------------------------------------------------
141 DEROGA LEY-19613
08.06.1999 02.06.1999 MINISTERIO DE ECONOMIA, F 2
-----------------------------------------------------------------------
2 MODIFICA LEY-19674
03.05.2000 19.04.2000 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
----------------------------------------------------------------------
101
90 MODIFICA LEY-19674
03.05.2000 19.04.2000 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
---------------------------------------------------------------------.
107 BIS AGREGA LEY-19674
03.05.2000 19.04.2000 MINISTERIO DE MINERIA UNICO
Reglamentos de la Ley de Servicios Eléctricos:
En relación al DFL N°1, se han dictado seis reglamentos:
Estos son:
• Decreto 92, de 1983, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que
aprueba reglamento de instaladores eléctricos y de electricistas de recintos de
espectáculos públicos.
• Decreto 193, de 1983, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que
aprueba reglamento del artículo 62 del DFL N° 1, de 1982, del Ministerio de Minería;
• Decreto 11, de 1984, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que
aprueba Reglamento de sanciones en materia de energía eléctrica.
• Reglamento de Coordinación de la Operación Interconectada de Centrales
Generadoras y Líneas de Transporte, DS N° 6, de 1985, del Ministerio de Minería.
Este Reglamento creó los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) dentro
de cada sistema interconectado, a fin de lograr la operación de las centrales a mínimo
102
costo y de crear las condiciones de competencia a la venta de potencia y energía de
las generadoras. Fue derogado por el Decreto N° 327 de 1998.
• Decreto 119, de 1989, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que
aprueba reglamento de sanciones en materia de electricidad y combustibles.
• Decreto 327, de 1998, del Ministerio de Minería, que fija reglamento de la Ley
General de Servicios Eléctricos.
3.1.- Criterios generales empleados en la formulación de la ley:
La idea básica al elaborar el DFL fue incentivar el establecimiento de condiciones de
competencia al interior del sector eléctrico, reservando la acción reguladora del estado, a
través de mecanismos lo más objetivos y eficientes posibles, sólo para los subsectores
que presenten características de monopolio natural (sectores de transmisión y distribución
de energía) y permitiendo la libre competencia al interior del subsector generación. En
síntesis, los criterios generales considerados en la elaboración de las disposiciones del
DFL Nº1, de Minería, de 1982, fueron los siguientes53:
• Establecer, en armonía con el sistema económico general, un conjunto de reglas del
juego lo más claras y objetivas posibles, que constituyan el marco adecuado para la
instalación y funcionamiento de las empresas eléctricas, con el propósito de lograr un
desarrollo eficiente y estable del sector e incentivar la participación del capital
privado, manteniendo el Estado un rol subsidiario.
53 En documento “Nueva Ley de Servicios Eléctricos”, de 1985, de Agurto, Bernstein, Mizgier y Valenzuela.
103
• Otorgar al Estado los instrumentos de control , de regulación, normativas necesarias y
suficientes para un funcionamiento racional del sector.
• Desburocratizar el sector, eliminando controles y regulaciones excesivas que
entraben innecesariamente su funcionamiento y desarrollo.
Esto se logró a través de la adopción de las siguientes medidas:
• La separación de las actividades de generación-transmisión y distribución, por lo que
se realiza la descentralización y regionalización de las dos empresas eléctricas
existentes, ENDESA y CHILECTRA;
• Un sistema competitivo a nivel de generación, con libre acceso de cualquier
generador al sistema de transmisión, mediante el pago de un peaje, y con acceso a los
usuarios de gran tamaño;
• Una política de precios relacionada con el resto de la economía en general, en que el
objeto central es reflejar en los precios los costos reales de producir, transmitir y
distribuir eficientemente los suministros eléctricos. Para la aplicación de esta política
de precios, fue necesario distinguir las áreas en las que existen características de
monopolio natural de aquellas en las que es posible crear condiciones de
competencia. La primera se da en la distribución eléctrica a un gran número de
clientes. En este caso se establecen precios regulados sobre la base del promedio de
los costos marginales de corto plazo del sistema, debiendo ajustarse a una banda de +
- 10% en torno a los precios libres. En la segunda, suministros a grandes clientes, se
establecen precios libres;
104
• La no obligatoriedad de servicio para los generadores, los que se desarrollan
exclusivamente sobre la base de las fuerzas del mercado;
• Modalidades de aportes financieros reembolsables;
• Normas de regulación de la actividad de servicio público de distribución, la cual se
considera de naturaleza monopólica, estableciendo la obligatoriedad de dar suministro
eléctrico a todos los clientes pertenecientes al área de concesión, junto con el derecho
a rentar con un 10% anual las inversiones necesarias para ese suministro, con tarifas
fijadas por la autoridad.
A grandes rasgos, podemos decir que la ley estableció la libre entrada de las generadoras
a los sistemas eléctricos, el libre y expedito acceso a las líneas de transmisión de terceros
para suministrar a las distribuidoras y clientes finales, precios libres para el suministro a
consumidores finales de más de 2.000 kW de potencia instalada y precios regulados pero
vinculados a los precios libres para consumidores de menos de 2.000 kW de potencia
instalada. En transmisión se estableció la obligación de los propietarios de las líneas de
transportar bloques de potencia y energía de terceros, en tanto tengan capacidad de
transporte disponible, y reguló la metodología para la determinación de los peajes que
deben pagar los usuarios a éstos. Finalmente, en distribución se estableció la
obligatoriedad de servicio a los consumidores ubicados dentro de la zona de concesión y
la regulación de los precios para el suministro a los consumidores de potencia inferior a
2.000 kW de potencia instalada. Estas tarifas se estructuran adicionando los precios de
generación y de transmisión, llamados Precios de Nudo, y los Valores Agregados de
105
Distribución, que se regulan sobre la base de costos de capital y de operación de una
empresa distribuidora modelo.
3.2.- Materias reguladas por el DFL Nº 1 de 1982:
El artículo 1º del DFL Nº1 señala que se regirán por esta ley la producción, el transporte,
la distribución, el régimen de concesiones y tarifas de la energía eléctrica y las funciones
del Estado relacionadas con estas materias. A su vez, el artículo 2º del DFL Nº1 señala
que sus disposiciones comprenden:
1.- Las concesiones para establecer:
a) centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica
b) subestaciones eléctricas
c) líneas de transporte de la energía eléctrica54
2.- Concesiones para establecer, operar y explotar las instalaciones de servicio público de
distribución
3.- Los permisos para que las líneas de transporte y distribución de energía eléctrica no
sujetas a concesión puedan usar y/o cruzar bienes nacionales de uso público y otras líneas
eléctricas
4.- Servidumbres necesarias para la generación y transmisión de la energía eléctrica
5.- El régimen de precios de ventas de energía eléctrica
6.- Condiciones de seguridad en todo lo relacionado con la energía eléctrica
54 De acuerdo al artículo 4º del DFL Nº1/82 y al inciso 2º del Artículo 8º del Reglamento Nº327/98, las centrales hidráulicas, subestaciones eléctricas y las líneas de transporte podrán instalarse sin solicitar concesión, cuando el interesado así lo desee. En estos casos, el interesado no podrá contar con los derechos que confiere la concesión.
106
7.- Relaciones de las empresas eléctricas con instituciones estatales, otras entidades de
servicio electrico y los particulares.
A su vez, el artículo 3º señala que “no están sometidas a esta ley las centrales productoras
de energía eléctrica distintas de las señaladas en letra a), las líneas de distribución que no
sean de servicio público ni las líneas de distribución destinadas al alumbrado público en
general”.
3.3.- Sistema de concesiones:
En Chile, a partir de las leyes eléctricas de 1925, 1931 y 1959, los tres subsectores del
sector eléctrico (generación, transmisión, distribución) se encontraban publificados
completamente, de modo que estas actividades no podían ser ejercidas por privados sin
previa concesión. De acuerdo al DFL Nº1 de 1982, hoy sólo se encuentra publificada en
condición de servicio público la distribución de energía, de forma que ésta actividad
requiere de concesión previa. No sucede lo mismo con las actividades de generación y
transporte, respecto de las cuales el título concesional es facultativo, a pesar de que por
regla general, y con el objeto de que se reconozcan ciertos privilegios de utilización del
suelo público y privado, ellas se realizan por medio de una concesión. En efecto, los
artículos 4º inciso 3º del DFL Nº 1 de 1982 y art. 8º inciso 2º del Reglamento 327/98
establecen que las instalaciones que se mencionan en el Nº1 del artículo 2º (es decir, las
centrales hidráulicas, subestaciones eléctricas y las líneas de transporte) podrán instalarse
sin solicitar concesión, cuando el interesado así lo desee. El artículo 3° del DFL, agrega
107
que las centrales termoeléctricas se encuentran expresamente facultadas para operar sin
concesión.
La diferencia entre un privado que genera energía eléctrica sin concesión y otro que lo
hace con concesión se encuentra sobre todo en lo que dice relación con la ocupación del
suelo público y privado. Cuando no hay concesión de por medio, la facultad de usar y
cruzar bienes nacionales de uso público se logra a través de permisos y el uso de terrenos
privados debe constituirse a través de servidumbres convencionales. La generación
mediante concesión en cambio se ve beneficiada con todos los privilegios que ésta
conlleva. En el caso de una concesión provisional, se otorga el derecho a practicar en
suelo privado y público mediciones y estudios (art. 21 del DFL). La concesión definitiva,
otorga y constituye servidumbres sobre los bienes privados (art 14 y 50) y crea el derecho
a ocupar bienes públicos (art 18d, 24c, 28 inciso 2º) y atravesarlos (art 54), sin necesidad
de ningún otro permiso ni intervención de otra autoridad. Dado que esta es la ley eléctrica
vigente, haremos aquí un análisis más profundo del sistema de concesiones.
3.3.1.- Concesión eléctrica como acto administrativo:
La concesión se define en el Diccionario de la Real Academia Española, desde el punto
de vista técnico-jurídico, como el “otorgamiento gubernativo a favor de particulares o de
empresas, bien sea para apropiaciones, disfrutes o aprovechamiento privado en el
dominio público, según acontece en minas, aguas o montes, bien para construir o explotar
obras públicas, o bien para ordenar, sustentar o aprovechar servicios de la administración
general o local”. Por su parte, el acto administrativo es aquel en el que “se singulariza el
108
ejercicio de la potestad otorgada por el ordenamiento jurídico a un órgano de la
Administración pública, dentro del ámbito de su competencia y en virtud del cual se crea,
modifica o extingue una situación jurídica determinada”55.
Las concesiones eléctricas son de aquellos actos administrativos que amplían los
derechos del administrado, pues la palabra misma – concesión - indica que el Estado, a
través de la Administración, y en ejercicio de sus facultades, otorga, crea a favor de una
persona un derecho que antes no existía. A su vez, el concesionario adquiere un derecho,
que antes de la concesión no formaba parte de su patrimonio. Según el profesor Vergara,
la facultad del interesado de solicitar a la Administración el otorgamiento de una
concesión, se establece en el artículo 19 Nº 23 de la Constitución Política de la
República, en cuanto consagra el derecho a la propiedad y por tanto, la posibilidad de
acceder a tales derechos por la vía concesional. La concesión misma se encuentra
amparada por el artículo 19 Nº 24 inciso primero, que asegura a las personas el derecho
de propiedad sobre toda clase de bienes, sean corporales o incorporales, siendo estos
últimos los meros derechos.
3.3.2.- Concepto de concesión de servicio público:
El servicio público, en derecho, constituye una técnica de intervención. No existen
servicios públicos por naturaleza, es decir, ninguna actividad humana es en sí misma
pública o privada, salvo la actividad fundamental de ordenar la comunidad hacia el bien
común. Para determinar si en un caso determinado existe o no servicio público, procede
55 Esta materia se encuentra desarrollada por Benitez, Ingrid, op.cit. 42.
109
averiguar la intención de los gobernantes en lo concerniente a la actividad administrativa
que se trate. Son única y exclusivamente servicios públicos aquellas necesidades de
interés general que los gobernantes en cierto país y en una época determinada han
resuelto satisfacer por el procedimiento del servicio público. En consecuencia, la
determinación de cuándo una industria o empresa se encuentra o no afecta al interés
público es una calificación siempre relativa y no puede ser hecha con carácter general.
Sin embargo, se han establecido criterios para calificar un servicio de público o no, entre
los cuales se cita, entre otros la exigencia previa de un título administrativo específico,
como la concesión en el sector eléctrico56.
El servicio público no siempre está a cargo de entes públicos. Existe un caso especial de
gestión de los servicio públicos que es la concesión. En este caso, un individuo o empresa
particular asume la misión de atender un servicio público, recibiendo, a cambio, una
remuneración, que generalmente consiste en tasas pagadas por los usuarios del servicio.
El profesor de Derecho Administrativo, don Iván Aróstica M., define la “Concesión de
Servicio Público” como “aquel acuerdo de voluntades en que convergen, de un lado, un
ente público integrante de los cuadros orgánicos de la Administración del Estado
(concedente) y, por otra parte, una determinada persona privada, natural o jurídica
(concesionario), cuyo objeto consiste en que aquél transfiere a ésta la ejecución de las
56 Esta materia se encuentra tratada en el Informe en Derecho de Vergara Blanco, Alejandro: “La Concesión Eléctrica: Procedimiento, Servidumbres y Ocupación del Suelo Privado y Público. Proposiciones concretas de cambios legislativos” de 15 de septiembre de 1994; Revista Chilena del Derecho, Problemas Actuales de Derecho Eléctrico, Septiembre-Diciembre, 1994; Jèze, Gastón: “Los Principios Generales del Derecho Administrativo”, Editorial Madrid Reus, 1928 y Biblioteca del Congreso Nacional, Departamento de Estudios y Extensión: “Bienes Nacionales de Uso Público en relación a las Líneas de Transportes de Electricidad y las Redes de Alcantarillado”, 1996, haciendo referencia a Silva Cimma, Enrique: “Derecho administrativo chileno y comparado: el servicio público”.
110
prestaciones necesarias para la satisfacción de una necesidad pública”57. En
consecuencia, se puede decir que el Estado, al desarrollar la técnica concesional, entrega
a los particulares la tarea de prestar un servicio para la satisfacción de intereses
generales o necesidades públicas, que se encuentran dentro de la esfera de control de la
Administración Pública. En todo caso, por tratarse de una transferencia de funciones y
poderes de la Administración al particular, la primera se reserva la facultad de caducar
dicha concesión en caso de ser necesario y de ejercer un control de fiscalización en la
prestación del servicio. La principal obligación del concesionario de servicio público es,
por tanto, la de prestar el servicio público en las condiciones determinadas por el
concedente58.
Este concepto, que rige para las concesiones de servicio público en general, no es
aplicable a las concesiones eléctricas. Según Bernstein59, la concesión (eléctrica) no es
una delegación de una actividad privativa del Estado en una empresa. Lo que se
pretendió mediante el sistema concesional fue facilitar la realización de una actividad que
beneficiara a un gran número de personas, a través de concederle a una empresa (privada
o estatal) el uso de bienes nacionales de uso público o de franjas en propiedades privadas
para el tendido de líneas. Se trata de conceder espacios para la realización de una
actividad de beneficio general. Por esta razón, entre las obligaciones del concesionario,
está la de obligación de servicio a quien quiera que demande suministro en la zona de
57 Cita en Benites, Ingrid, op.cit.42 a Iván Aróstica M.: “Transferencia de funciones estatales al sector privado en tres contratos administrativos: concesión de servicio público, externalización y sociedad”, Rev. Derecho Público, pág. 146 vol. (55/56), 1994. 58 Reyes Riveros, Jorge: “Naturaliza Jurídica del Permiso y de la Concesión sobre Bienes Nacionales de Uso Público”, 1960. 59 Bernstein, op.cit. pp. 4, págs. 195-196.
111
concesión, el uso de sus instalaciones por parte de terceros cundo haya capacidad
disponible (esto mediante el pago de peaje) y el cumplimiento de normas de calidad del
servicio. Entre los derechos, está el uso de bienes públicos y terrenos privados, el derecho
a una tarifa justa y a pedirle al usuario aportes para financiar la extensión de las
instalaciones de distribución y para la ampliación de capacidad de las instalaciones
existentes en generación, transmisión y distribución. Estos aportes deben reembolsarse,
por lo que no están relacionados con la tarifa.
Tomando en cuenta la definición de concesión de servicio público anotada más arriba,
podemos concluir que ésta no cumple con las exigencias de una concesión de servicio
público propiamente tal. Esta nunca tuvo por objeto “entregar a los particulares la tarea
de prestar servicios que se encuentran dentro de la esfera de control de la Administración
Pública para satisfacer necesidades generales”. Mediante la Concesión de Servicio
Público de Distribución no se concede la facultad de realizar una actividad privativa del
Estado, sino sólo la de usar ciertos bienes para la realización de una determinada
actividad. Como se verá, esta actividad no es privativa del Estado, ya que puede ejercerse
sin concesión. Es el caso de las cooperativas de electrificación rural y de pequeñas
empresas de distribución. En los servicio privados no se encuentran regulados ni las
tarifas ni la calidad del servicio. Además, si el servicio requiere usar bienes nacionales de
uso público, debe solicitar permisos para hacerlo.
112
3.3.3.- Actividades eléctricas que constituyen servicio público:
Hoy sólo se encuentra publificado, de acuerdo a los artículos 2 Nº 2 y 7º del DFL, el
sector de distribución. Los artículos 8 del DFL Nº 1 y 6 del Reglamento sostienen que no
se considera de servicio público:
a.- Los suministros efectuados desde instalaciones de generación y transporte;
b.- La distribución de energía que efectúen las cooperativas no concesionarias y,
c.- La distribución que se realice sin concesión, de conformidad a la ley y el Reglamento.
En consecuencia, sólo se requiere concesión para distribuir energía eléctrica, con algunas
excepciones. De acuerdo al Reglamento Eléctrico, las excepciones legales para distribuir
energía eléctrica sin concesión son60:
• Los suministros a usuarios no sometidos a regulación de precios61;
• Los suministros que se efectúan sin utilizar bienes nacionales de uso público, y
• Los suministros que se efectúan utilizando bienes nacionales de uso público mediante
permisos otorgados previamente al establecimiento de una concesión, y todo otro
suministro que se efectúe mediante un contrato que acuerden directamente las partes,
incluidos los concesionarios.
3.3.4.- Actividades eléctricas que requieren concesión:
El artículo 2 Nº 1 y 2 señala que el DFL Nº1/82 regula las concesiones para establecer:
• Centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica;
60 Artículo 7º del Reglamento Nº 327 de 1998. 61 No se encuentran sometidos a regulación de precios los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada sea superior a 2.000 kilowatts, artículo 90 del DFL Nº1 de 1982.
113
• Subestaciones eléctricas;
• Líneas de transporte eléctrica y,
• Concesiones para establecer, operar y explotar las instalaciones de servicio público de
distribución.
En todo caso, el artículo 4º inciso 3º señala que no obstante lo anterior, las centrales
hidráulicas productoras de energía eléctrica, las subestaciones eléctricas y las líneas de
transporte eléctrica “podrán instalarse sin concesión, cuando el interesado así lo desee”.
Por lo que en definitiva, sólo existe la obligación de obtener concesión para realizar la
actividad de servicio público de distribución. Según vimos más arriba, la distribución de
energía eléctrica presenta características de monopolio natural en el área cubierta por sus
instalaciones. Es por esto que la distribución de energía eléctrica se encuentra regulada
por normas que impiden el comportamiento monopólico del distribuidor, básicamente,
delimitando las zonas de concesión de distribución y los derechos y obligaciones de las
empresas distribuidoras y contemplando la Concesión de Servicio Público de
Distribución para el establecimiento, operación y explotación de las redes de distribución
de servicio público.
3.3.5.- Actividades eléctricas que no requieren concesión:
El artículo 3º del DFL Nº1/82 señala expresamente que no están sometidas a concesión:
• Las centrales productoras de energía eléctrica distintas de la señaladas en la letra a)
del Nº1 del artículo 2, esto es, las centrales térmicas generadoras de electricidad;
114
• Las líneas de distribución que no sean de servicio público, y
• Las líneas de distribución destinadas al alumbrado público de calles, caminos, plazas,
parques y avenidas -lo que recibe el nombre de alumbrado público- sean éstas
establecidas por la Municipalidad, o por cualquier otra entidad, incluyéndose las
empresas distribuidoras de servicio público que tengan a su cargo el alumbrado
público en virtud de un contrato con las respectivas Municipalidades.
3.3.6.- Zona de concesión:
En lo referente a la zona de concesión y conforme a los artículos 24 letra k) y 29 del
DFL Nº1, que opera sólo respecto de los concesionarios de servicio público de
distribución, la zona mínima de concesión comprende una franja de cien metros
circundantes a todas las líneas existentes de la empresa, sean aéreas o subterráneas. Los
concesionarios pueden solicitar a la SEC permisos para efectuar extensiones provisorias
de sus líneas. Dicha zona queda fijada en el decreto que otorga la concesión definitiva de
servicio público de distribución. Dentro de las respectivas zonas de concesión, las
empresas distribuidoras de servicio público se encuentran obligadas a dar servicio a quien
lo solicite, sea que el usuario esté ubicado en la zona de concesión, o bien, se conecte a
las instalaciones de la empresa mediante líneas propias o de terceros62.
62 Artículo 74 del DFL Nº1.
115
3.3.7.- Superposición de zonas de concesión:
Las concesiones de servicio público de distribución, pueden ser otorgadas sobre zonas ya
concedidas en todo o parte. En este caso, el decreto respectivo debe otorgar al nuevo
concesionario las mismas obligaciones y derechos conferidos al anterior en el terreno que
compartan63.
3.3.8.- Sujetos de concesiones:
Las concesiones eléctricas sólo pueden otorgarse a ciudadanos chilenos y a sociedades
constituidas en conformidad a las leyes chilenas, con excepción de las sociedades en
comanditas por acciones64. Estas se otorgan sin perjuicio del derecho de terceros
legalmente establecidos con permiso o concesión y se someten, en todo lo no previsto por
ellos, a la normativa vigente o que se dicte en el futuro65.
3.3.9.- Procedimiento concesional eléctrico:
El título concesional, en cuanto a su tramitación como en sus efectos en cuanto a la
ocupación del suelo, es idéntico para cualquiera de los subsectores eléctricos (de
63 Artículo 17 del DFL Nº1/82 y 10º del Reglamento Nº327/98 64 Artículos 13º del DFL Nº1/82 y 9º del Reglamento Nº327/98 65 Artículos 15 del DFL Nº1/82 y 9º del Reglamento Nº 327/98
116
generación, transmisión y distribución). El régimen de las concesiones eléctricas se
encuentra establecido en el Título II del DFL Nº1, de 1982 y en el Título II del
Reglamento de esta ley, Decreto Nº 327 del Ministerio de Minería, de 1998.
En ellos, se establece un procedimiento reglado que contempla diversas etapas, junto con
señalar su contenido, efectos y plazos para llevarlo adelante.
Se analizará separadamente el procedimiento para establecer concesiones provisionales y
concesiones definitivas.
3.3.9.1.- Concesiones provisionales:
3.3.9.1.1.- Objeto de las concesiones provisionales y derechos que otorga:
La concesión provisional, en conformidad al artículo 4º inciso 1º del DFL Nº1/82, tiene
por objeto permitir el estudio de los proyectos de obras de aprovechamiento de la
concesión definitiva. Esta se concede tanto para las obras de generación hidroeléctrica, de
transporte o de distribución. En este mismo sentido, el artículo 21 del mismo DFL señala
que “la resolución de concesión provisional otorga al concesionario el derecho para
obtener del Juez de Letras de Mayor Cuantía respectivo al permiso para practicar o hacer
practicar en terrenos fiscales, municipales o particulares, las mediciones y estudios que
sean necesarios para la preparación del proyecto definitivo de las obras comprendidas en
su concesión”. El concesionario debe obtener un permiso del Juez de Letras respectivo
para entrar a los terrenos a hacer sus estudios y mediciones, ya que el decreto de
concesión sólo le otorga el derecho a hacerlo. El inciso 2º de este artículo señala que “el
117
mismo Juez determinará, cuando los afectados lo soliciten, las indemnizaciones a que
tienen derecho por los perjuicios que les provocaren los permisos referidos en sus predios
o heredades”.
Las servidumbres aún no son procedentes, pues en el supuesto de concesión provisional
no hay propiamente un derecho del concesionario que lo habilite para la ocupación del
suelo. En efecto, la finalidad de las servidumbres, que es permitir la ocupación más o
menos permanente o definitiva de terrenos, tendido de líneas y otras obras, excede las
facultades que otorga el título de concesión provisional.
3.3.9.1.2.- Plazo de las concesiones provisionales:
Los plazos de las concesiones provisionales no pueden exceder de dos años contados
desde su otorgamiento. Pero en el caso de que el interesado requiera de tiempo adicional
al de la concesión provisional, puede solicitar una nueva concesión provisional66.
3.3.9.1.3.- Reglamentación:
Este tipo de concesiones se encuentran reguladas en los arts. 4º inciso primero, 11 y 18 a
23 del DFL Nº1 y arts. 15 y 18 a 29 del Reglamento.
66 Artículo 29 del Reglamento Nº 327/98
118
3.3.9.1.4.- Fases del procedimiento para obtener la concesión provisional:
Este procedimiento consta de varias etapas, a saber:
1. Solicitud y publicación (arts. 18 y 19 inc.1º del DFL y 20, 21 y 22 del
Reglamento);
2. Reclamos de terceros (art. 19 inc.2º y 27 del DFL y 23 del Reglamento);
3. Resolución de concesión provisional (arts. 11 y 19 inc.3º, 20, 21, 22 del DFL y
24, 25 y 26 del Reglamento).
1. Solicitud y publicación de concesión provisional
La tramitación de una concesión provisional debe iniciarse con la presentación, por parte
del interesado o su representante legal, de una solicitud de concesión provisional a la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en duplicado, con las especificaciones
exigidas por la ley y el reglamento respectivo67, las que se refieren fundamentalmente a
la identificación del peticionario, clase de concesión que se solicita y el servicio a que
estará destinada. En el caso de que falten algunas de las especificaciones o antecedentes
exigidos, el Superintendente se encuentra facultado para declarar inadmisible la solicitud,
en el plazo de 15 días contados desde su presentación. En este caso, el interesado debe
presentar una nueva solicitud para subsanar las omisiones de la anterior. Naturalmente, la
fecha de presentación de la solicitud será la de la presentación de aquella que cumple con
todos los requisitos exigidos.
67 Artículos 18 del DFL Nº1/82 y 20 del Reglamento Nº327/98
119
La solicitud debe publicarse en el Diario Oficial. Ella se publica una sola vez, por cuenta
del interesado, en el Diario Oficial, el día 1º o 15 del mes, o al siguiente hábil si aquellos
fueren feriados, después que un extracto de la misma haya sido publicado por dos veces
consecutivas en un diario de circulación nacional, previa comunicación por parte del
Superintendente al Ministerio de Bienes Nacionales en el caso de afectar terrenos
fiscales. Cabe destacar que ni la ley ni el reglamento establecen un plazo para efectuar la
publicación.
2. Reclamos y observaciones de terceros:
Como toda concesión eléctrica tiene relación con la ocupación ulterior de terrenos
públicos y privados, existe dentro del procedimiento administrativo eléctrico, la
posibilidad de que terceros puedan demostrar, a través de reclamos u observaciones,
que el otorgamiento de una concesión, tal como está solicitada, podría afectarles más
allá de los términos de la ley. En realidad, este derecho de observaciones y oposiciones
de los dueños de los terrenos está dirigido a asegurar que las obras hidroeléctricas y las
líneas de transporte y distribución respeten las prohibiciones y condiciones que fija el
art. 53 para sujetar ciertas construcciones y terrenos a servidumbres68.
68 El artículo 53 del DFL Nº1/82 dispone que los edificios no quedan sujetos a las servidumbres de obras hidroeléctricas ni de líneas de transporte y distribución de energía eléctrica y que los corrales, huertos, parques, jardines o patios que dependan de edificios, quedan sujetos sólo a la servidumbre de ser cruzados por líneas aéreas de distribución de energía eléctrica de baja tensión, pero están exentos de las demás servidumbres que establece la ley.
120
Los reclamos de partes afectadas deben efectuarse dentro de los 30 días contados desde la
fecha de la publicación en el Diario Oficial. La SEC debe poner en conocimiento del
solicitante los reclamos interpuestos para el efecto de que los conteste dentro del plazo de
30 días. Además, debe resolver fundadamente acerca de las solicitudes de concesiones
provisionales, dentro de 90 días contados desde la publicación de la solicitud en el Diario
Oficial y previa autorización de la Dirección Nacional de Fronteras y Límites del Estado,
si corresponde. Esta resolución se incluye entre los antecedentes de la resolución que se
pronuncie sobre la concesión provisional. El plazo de 30 días con que cuentan los
afectados para efectuar las observaciones es fatal, ya que la ley usa los términos “dentro
de”. En caso que nada se diga dentro de este plazo, el derecho de los terceros precluye
dentro de este procedimiento. Esto se ha dispuesto así, con el objeto de que las
observaciones de los terceros no retarden su tramitación. Además, el contenido de las
observaciones sólo puede tener relación con derechos afectados de dueños de propiedades
que ocupen o atraviesen las obras proyectadas, o de otros interesados. No cabe otra
observación, pues ellas serían improcedentes. Las observaciones no pueden originar,
dentro del procedimiento, un juicio ni una tramitación no contemplada en la ley. La ley
sólo otorga a los terceros la posibilidad de ser oídos y a la Administración, la de verificar
si los terrenos se ven o no afectados. En ningún caso puede actuar como tribunal especial,
con facultades de carácter jurisdiccional. En el caso que se produzca un conflicto de
relevancia jurídica, éste debe ser resuelto por el Poder Judicial. La Administración debe
poner las observaciones en conocimiento del interesado, para lo cual debe alterar o dilatar
su resolución fundada de la solicitud de concesión, en espera de la contestación del
solicitante69, ya que ésta debe contener los antecedentes de la resolución que se
69 Artículo 23 inciso 3º del Reglamento Nº 327/98.
121
pronuncie sobre las observaciones. En todo caso, la resolución fundada que se pronuncie
sobre la concesión, no puede dilatarse más allá del plazo de 90 días contados desde la
publicación de la solicitud.
3. Resolución de concesión provisional:
La resolución que otorga la concesión provisional debe pronunciarse dentro de un plazo
máximo de 90 días contados desde la publicación de la solicitud en el Diario Oficial. Se
trata de un plazo legal, establecido como un deber de la Administración, el que, por tanto,
debe ser cumplido en concordancia con el artículo 7º de la Constitución y el artículo 8º de
la ley N° 18.572 de 1986, orgánica constitucional sobre Bases Generales de la
Administración del Estado, so pena de situarse en una posición de ilegalidad por omisión
ilegítima. La resolución de otorgamiento de concesión provisional se publica en el Diario
Oficial por la SEC, con cargo al interesado. La concesión caduca de pleno derecho si el
interesado no reduce a escritura pública la resolución que la otorga, dentro del plazo de
30 días desde su publicación en el Diario Oficial. Por su parte, la resolución que deniega
la concesión provisional es notificada a los interesados mediante carta certificada. Según
ya vimos, la existencia de concesiones provisionales vigentes no obsta al otorgamiento de
nuevas concesiones, aún de la misma naturaleza e igual ubicación.
122
3.3.9.2.- Concesión definitiva:
3.3.9.2.1.- Objeto de las concesiones definitivas:
Las concesiones definitivas son aquellas que tienen por objeto el establecimiento de
centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica, subestaciones eléctricas y líneas de
transporte de energía eléctrica o bien el establecimiento, operación y explotación de
instalaciones de servicio público de distribución. Ello se desprende del artículo 2º
números 1 y 2 en relación al artículo 4º inciso 1º.
3.3.9.2.2.- Reglamentación:
Ellas se encuentran reguladas en el DFL Nº1, en los artículos 11 a 17 en sus aspectos
generales; 24 a 33 en cuanto a la solicitud y procedimiento concesional; 21, 47 a 71 en
cuanto a la ocupación del suelo privado, es decir, respecto de gravámenes y
servidumbres. Por otra parte, rigen los arts. 30 a 51 del Reglamento.
3.3.9.2.3.- Plazo de las concesiones definitivas:
Las concesiones definitivas para establecer centrales hidráulicas productoras de energía
eléctrica, subestaciones eléctricas, líneas de transporte y las de servicio público de
distribución se otorgan por plazo indefinido, según el artículo 30 del DFL.
Sin embargo, según el artículo 24 letra j) del DFL, una de las menciones que debe
contener la solicitud de concesión definitiva es “el plazo de la concesión”. Para obtener
123
una concesión definitiva no se requiere haber solicitado previamente la concesión
provisional. Además, la solicitud de concesión provisional no obliga a solicitar la
definitiva70.
3.3.9.2.4.- Etapas del procedimiento concesional definitivo:
El procedimiento concesional definitivo distingue las siguientes fases:
1. Presentación de la solicitud de concesión definitiva, (arts. 24 del DFL y arts. 30,
31,32,33,34 y 35 del Reglamento);
2. Remisión a la Superintendencia y publicación de la solicitud, (art. 36 y 37 del
Reglamento);
3. Notificación de los planos especiales de servidumbres, (art. 26 del DFL y 38, 39 y 40
del Reglamento);
4. Observaciones de terceros e informe de la SEC, (art. 27 del DFL y arts. 41, 42, 43 y
45 del Reglamento);
5. Caso de superposición de concesiones en una misma zona de concesión, (art. 25 del
DFL y 44 del Reglamento);
6. Informe de la Superintendencia y autorización de la Dirección Nacional de Fronteras
y Límites del Estado, (arts. 28 del DFL y 45 del Reglamento);
7. Resolución de la concesión definitiva y publicaciones de la resolución, (arts. 28 y 29
del DFL y arts. 46, 47 48,49 del Reglamento).
70 Artículos 4º inciso 2º y 24 inciso 2º del DFL Nº1/82.
124
1.- Presentación de la solicitud de concesión definitiva:
Este procedimiento se inicia con la presentación de una solicitud ante el Presidente de la
República, por intermedio del Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción. El
interesado o su representante legal debe presentar la solicitud, en duplicado, acreditando
en ella la constitución de la sociedad, su vigencia y personería del representante, si
corresponde. Además, debe especificar una serie de antecedentes exigidos, los que se
refieren fundamentalmente a la identificación del peticionario, la clase de concesión que
se solicita, el servicio a que está destinada, el plano general de las obras, los plazos de
iniciación y terminación de las obras, el presupuesto de costos, las memorias explicativas,
los planos especiales de las servidumbres que se impondrán o utilizarán71, etc.
En el caso de centrales hidroeléctricas, el interesado debe especificar su ubicación,
potencia, derechos de aprovechamiento que posea, trazado y capacidad de los acueductos,
planos de las obras hidráulicas autorizadas por la Dirección General de Aguas, etc. (Las
servidumbres necesarias para llevar a cabo estas obras se rigen por la ley, el reglamento o
el Código de Aguas, según corresponda).
En el caso de líneas de transporte, de distribución y de subestaciones, el solicitante debe
señalar su ubicación y/o trazado, indicando los caminos, calles y otros bienes nacionales
71 En el caso de que el interesado haya constituido con anterioridad a la solicitud de concesión servidumbres prediales de carácter voluntarias , deberá presentar junto con la solicitud, copias autorizadas de las escrituras o documentos en que éstas constan.
125
de uso público que se ocuparán y propiedades fiscales, municipales y particulares que se
atravesarán.
En el caso de la concesión para servicio público de distribución, debe indicar la zona de
concesión, que como mínimo puede ser de una franja circundante de 100 metros, respecto
de cada línea eléctrica, aérea o subterránea. El decreto que otorga la concesión definitiva
de servicios públicos de distribución de energía eléctrica, fija los límites de la zona de
concesión. Los concesionarios pueden posteriormente solicitar permisos para efectuar
extensiones provisorias de sus líneas por un plazo máximo de un año, pero dentro de este
año deben solicitar la respectiva concesión. A la solicitud, se debe adjuntar un
presupuesto estimativo de inversión y copias autorizadas de las escrituras o documentos
en que consten servidumbres convencionales constituidas en favor del interesado con
anterioridad a la concesión. El reglamento exige que los planos generales indiquen, en
forma precisa, las características de las instalaciones, equipos, materiales, la ubicación y
forma de instalación. Además, estos planos deben contener los planos especiales de
servidumbres a que se refieren los arts. 72, 73 y 74 del reglamento, con el objeto de que
cuando ellos sean aprobados en el decreto de concesión que otorga la concesión, el
concesionario adquiera las servidumbres respectivas, de acuerdo al art. 28 inc. 2º del
DFL.
2.- Remisión a la Superintendencia y Publicación de la solicitud:
La obligación de remitir la solicitud a la SEC y de publicarla no se encuentra regulada en
el DFL Nº1/82, sino en el Reglamento. Según éste, la solicitud debe ser remitida dentro
126
del plazo de 15 días a la Superintendencia, junto con sus antecedentes, para que se emita
el correspondiente informe. En el caso de que se hayan omitido algunos de los requisitos
de ésta, la SEC debe declararla inadmisible. Tal resolución debe notificarse al
peticionario por carta certificada. Cuando la solicitud sea declarada admisible, la
Superintendencia ordena su publicación, lo que se hace por una sola vez en el Diario
Oficial, después que el peticionario haya publicado dos veces consecutivas un extracto de
su solicitud, en un diario de circulación nacional.
3.- Notificación de los planos de las servidumbres:
La misma superintendencia debe poner en conocimiento de los afectados, las
servidumbres cuya constitución se hubiere solicitado. En caso de heredades, esto lo hace
a través de la Intendencia, la Gobernación, la Municipalidad o el Juzgado de Letras
competente, según lo solicite el interesado. Asimismo, debe notificar al Ministerio de
Bienes Nacionales, si fueren afectados bienes fiscales, y solicitar la autorización a la
Dirección Nacional de Fronteras y Límites del Estado, si el proyecto presentado
considera la ocupación de terrenos limítrofes.
4.- Observaciones de terceros a informe de la SEC:
Las afectados e interesados disponen de un plazo máximo de 30 días contados desde la
fecha de la notificación o bien desde la publicación en el Diario Oficial, para formular las
observaciones y oposiciones del caso. Esto, con el objeto de asegurar que la solicitud se
adecue a las disposiciones contempladas en el art. 53 del DFL. En este sentido, las
127
observaciones u oposiciones, tienen una limitación para los terceros, ya que sólo pueden
versar sobre las servidumbres que se podrán imponer y constituir en virtud de la
concesión. Según el profesor Vergara72, esta limitación se deduce de las siguientes
disposiciones.
a) El art. 26 inciso 1º señala que los planos especiales de servidumbres presentados
por el peticionario en la solicitud, deben ponerse en conocimiento de los terceros para que
presenten las observaciones y oposiciones que “fueren del caso” (26 inciso 2º y 3º in
fine). Tal como señala el profesor Vergara Blanco, el término “del caso” sólo puede
referirse a las servidumbres, si se toma en cuenta todo el texto y contexto de este cuerpo
legal.
b) El art. 54 del Reglamento de Concesiones, hoy derogado, se refería a “las
observaciones que formulen los dueños de los predios afectados por las servidumbres que
se tratan de establecer”. Cabe destacar que el Reglamento vigente no adoptó la misma
norma: la parte final de su art. 41 sólo habla de las “observaciones y oposiciones que
fueren del caso”, repitiendo la expresión señalada en la letra anterior.
c) El art. 28 inciso 1º in fine señala que “El informe de la Superintendencia se
pronunciará sobre las observaciones y oposiciones que hayan formulado los afectados por
las servidumbres”.
En consecuencia, el tercero sólo podrá hacer valer las oposiciones y observaciones que
tengan relación con las servidumbres. Toda otra cuestión deberá hacerse valer ante los
tribunales de justicia, ya que la SEC no podrá admitirla ni menos dilatar su resolución por
72 Ver Vergara 1994, op.cit.pp. 56, págs. 100-105.
128
ellas. Por otra parte, las observaciones u oposiciones que formulen terceros o interesados,
no pueden dar lugar, dentro del procedimiento, a un juicio ni a una tramitación no
contemplada por la ley. La Administración no se encuentra habilitada para juzgar, de
manera que si se transforma el procedimiento, de naturaleza administrativa, en uno de
naturaleza contenciosa, corresponderá resolver a los tribunales. En efecto, la SEC tiene
asignadas atribuciones específicas en la ley, que son las de poner en conocimiento del
peticionario las observaciones, para que dentro del plazo máximo de 30 días, emita un
informe a su respecto o introduzca las modificaciones que estime pertinentes al proyecto.
En este último caso, la SEC debe efectuar las nuevas notificaciones que correspondan.
Posteriormente, la SEC debe informar al Ministerio de Economía, a lo menos 20 días
antes que venza el plazo de 120 días contados desde la presentación de la solicitud, sobre
las oposiciones y observaciones que se hayan efectuado y sobre los demás asuntos
técnicos que procedan. En este informe, debe además proponer fundadamente el
otorgamiento o denegación de la concesión. La razón por la cual el informe de la SEC
debe contener los fundamentos necesarios para que el Ministro pueda otorgar o denegar
la concesión, es que en conformidad al art. 130 del DFL Nº 1 de 1982, corresponde a la
SEC velar por la aplicación de la presente ley.
5.- Caso de superposición de concesiones en una misma zona de concesión:
En el caso de que se presenten dos o más peticionarios, sean o no concesionarios
provisionales, solicitando concesión definitiva por alguna de las concesiones a que se
refiere el artículo 2º, la Superintendencia debe informar la Ministerio para los efectos de
129
licitar públicamente los derechos de concesión en el área relacionada con estos
peticionarios, proponiendo en el mismo informe, las bases de licitación.
6.- Informe de la Superintendencia y autorización de la Dirección Nacional de
Fronteras y Límites del Estado:
El informe de la Superintendencia al Ministerio debe efectuarse a lo menos 20 días antes
de la expiración del plazo de 120 días contados desde la presentación de la solicitud,
salvo que las obras afectaren terrenos limítrofes y no se cuente aún con la autorización de
la Dirección Nacional de Fronteras y Límites del Estado.
7.- Resolución de la concesión definitiva y publicaciones de la resolución:
El Ministerio debe resolver acerca de la solicitud en forma fundada en un plazo máximo
de 120 días a contar de la fecha en que se efectuó la solicitud. El decreto de otorgamiento
debe contener las menciones indicadas en el artículo 47 del Reglamento, las que se
pronuncian sobre cada uno de los puntos especificados en la solicitud. Tanto el que
concede como el que deniegue la solicitud, debe ser notificado al interesado por carta
certificada. Debe además, publicarse en el Diario Oficial en el plazo de 30 días contados
desde la fecha de su tramitación y reducirse a escritura pública por el interesado antes de
30 días contados desde su publicación en el Diario Oficial, ya que de contrario, la
concesión caduca. La copia de la escritura se remite a la SEC en el plazo de 15 días
desde su otorgamiento. Tratándose de Servicio Públicos de Distribución, el decreto de
concesión definitiva debe fijar los límites de la zona de concesión.
130
3.3.9.2.5.- Derechos que conceden las concesiones definitivas:
En relación a los derechos que conceden las concesiones definitivas, cabe destacar que
éstos difieren según se trate de concesiones para establecer centrales hidroeléctricas
productoras de energía eléctrica y concesiones para establecer líneas de transporte o de
distribución.
A.- Derechos que concede la concesión definitiva para establecer centrales hidráulicas
productoras de energía eléctrica:
1.- El artículo 24 letra h) del DFL señala que la solicitud de concesión definitiva debe
indicar “los planos especiales de las servidumbres que se impondrán”. Las servidumbres
eléctricas que impone la ley eléctrica respecto de las concesiones definitivas son las
llamadas “servidumbres prediales” y las “servidumbres de paso”. Ambas se contemplan
en las letras a) y b) del art. 2º Nº 4 letra del DFL.
La letra a), que se refiere a las servidumbres prediales, señala que el contenido de las
servidumbres está dirigido a sujetar a las “heredades, para la construcción,
establecimiento y explotación de las instalaciones y obras anexas que posean concesión
mencionadas en los números 1 y 2 de este artículo”.
La letra b), que se refiere a la servidumbre de paso, señala que quedan sujetas a
servidumbre las “postaciones y líneas eléctricas, en aquellas partes que usen bienes
131
nacionales de uso público o heredades haciendo uso de las servidumbres que se
mencionan en la letra anterior, (es decir, servidumbres prediales) para que personas
distintas al propietario de esas instalaciones las puedan usar en el tendido de otras líneas o
para el transporte de energía eléctrica”.
La ley consagra la facultad de todo usuario, sea generador, comercializador o
autoproductor, para acceder a las líneas de transmisión, siempre que las instalaciones
transmisoras cuenten con la capacidad suficiente como para transportar su energía, como
forma de incentivar la competencia del sector y hacer un uso óptimo de las líneas de
transmisión y distribución. De acuerdo a Sebastián Bernstein73, el uso compartido de los
sistemas de transmisión es una herramienta esencial para una política de competencia a
nivel generación.
2.- De acuerdo a los artículos 48 y 49 del DFL, la concesión definitiva de centrales
hidráulicas productoras de energía eléctrica crea a favor del concesionario las
servidumbres de obras hidroeléctricas. Este tipo de servidumbres (de obras
hidroeléctricas) otorga los siguientes derechos:
• derecho para ocupar los terrenos que se necesitan para las obras (art. 49 Nº 1)
• derecho para ocupar y cerrar hasta en una extensión de media hectárea los terrenos
contiguos a la bocatoma, con el fin de dedicarlos a construir habitaciones de las
personas encargadas de la vigilancia y conservación de las obras, y a guardar los
materiales necesarios para la seguridad y reparación de las mismas (art. 49 Nº 2)
73 Ver punto N° 6 de la moción que acompaña el proyecto de los senadores en el anexo.
132
• derecho para ocupar y cerrar los terrenos necesarios para embalses, vertederos,
clasificadores, estanques de acumulación de aguas, cámaras de presión, cañerías,
habitaciones para el personal de vigilancia, caminos de las obras requeridas para las
instalaciones hidroeléctricas (art. 49 Nº 3).
3.- Las centrales hidráulicas productoras de energía de 25.000 o más kilowatts de
potencia, se encuentran facultadas para constituir servidumbres de acueducto y de obras
hidroeléctricas, sobre los edificios, corrales, huertos, parques, jardines o patios que de
ellos dependa, (art. 53 inc. final).
4.- El concesionario tiene derecho para efectuar trabajos de reparación e ingreso de
materiales (art. 55).
5.- El concesionario tiene derecho de tránsito por los predios que sea necesario ocupar
para establecer el camino de acceso, en los casos que no existieren caminos adecuados
para alcanzar el camino público o vecinal más próximo desde el sitio ocupado por las
obras, (art. 57).
6.- Existe la posibilidad de establecer, en el mismo título concesional, servidumbres
temporales, sobre terrenos particulares, entre los que incluye expresamente la ley, a los
municipales, para el establecimiento de caminos provisorios, talleres, almacenes y otros
servicios necesarios para asegurar una expedita construcción de las obras (art. 58).
133
7.- Otra de las servidumbres temporales, es la de postación (art. 60). Al igual que la
anterior, ella se constituye en el título concesional, cuando la Superintendencia considere
calificado el caso, lo que deberá señalarlo en su respectivo informe (art. 28 inc.1º).
B.- Derechos que otorga el decreto de concesión definitiva para establecer subestaciones
eléctricas, líneas de transmisión y de distribución, por vía de servidumbres:
1.- Tal como se señaló en relación a las concesiones definitivas para establecer centrales
hidráulicas, el artículo 2º Nº 4 letra a) concede la servidumbre predial, y la letra b) del
mismo artículo, la servidumbre de paso.
2.- El concesionario tiene derecho a tender líneas aéreas y subterráneas para el transporte
como para la distribución de energía eléctrica, (art. 50 Nº1)
3.- El concesionario tiene derecho a ocupar los terrenos necesarios para el transporte de la
energía eléctrica, desde la central generadora o subestación, hasta los puntos de consumo
o aplicación, (art. 50 Nº2).
4.- El concesionario tiene derecho a ocupar y cercar los terrenos necesarios para las
subestaciones eléctricas, (art. 50 Nº3).
5.- El concesionario tiene derecho para efectuar trabajos de reparación e ingreso de
materiales, (art. 55).
134
6.- El concesionario tiene derecho de transito para caminos de acceso, (art. 57).
7.- Existe la posibilidad de establecer, en el mismo título concesional, servidumbres
temporales, sobre terrenos particulares, entre los que incluye expresamente la ley, a los
municipales, para el establecimiento de caminos provisorios, talleres, almacenes y otros
servicios necesarios para asegurar una expedita construcción de las obras, (art. 58).
8.- Otra de las servidumbres temporales, es la de postación (art. 60). Al igual que la
anterior, ella se constituye en el título concesional, cuando la Superintendencia considere
calificado el caso, lo que deberá señalarlo en su respectivo informe (art. 28 inc.1º).
9.- El art. 54 del DFL Nº1, señala que “las líneas de transporte y de distribución de
energía eléctrica, podrán atravesar los ríos, canales, las líneas férreas, puentes,
acueductos, cruzar calles, caminos y otras líneas eléctricas”. Este derecho queda
constituido en el decreto de concesión respectivo, de manera que no requiere ningún otro
permiso o autorización de autoridad. Sólo su ejercicio queda sujeto a los reglamentos en
materia de seguridad, según el inciso 2º del mismo artículo.
3.3.10.- Imperfecciones que presenta el procedimiento concesional:
De acuerdo al profesor Vergara, sería necesario realizar en la regulación del
procedimiento concesional al interior del sector eléctrico algunos cambios. Ellos se
refieren a la necesidad de lograr una pronta decisión de la Administración, concentrando
el procedimiento administrativo a sus fines específicos y cumpliendo los plazos señalados
135
en la ley. Además, señala que la ley no dice nada respecto del momento en que el
concesionario puede entrar a los terrenos respectivos. El nuevo Reglamento, en sus arts.
27 – 29, tampoco contempló esta materia. Sería necesario permitir que el concesionario o
peticionario eléctrico pueda hacer uso u ocupación inmediata del terreno, a pesar de los
posibles reclamos del propietario del suelo para el ejercicio de la servidumbre, siempre
que rinda caución suficiente para responder de las indemnizaciones a que pueda estar
obligado74. Por ello, propone modificar el art. 21, agregando un nuevo inciso 3º, que
señale que “en virtud de la utilidad pública envuelta en estas concesiones, mientras se
tramita el permiso respectivo, y la fijación de las indemnizaciones respectivas, no
obstante cualquier recurso pendiente, el juez podrá otorgar al concesionario, desde luego,
el permiso para practicar en los terrenos señalados mediciones y estudios necesarios,
siempre que rinda caución suficiente para responder de las indemnizaciones a que pueda
estar obligado. Ante cualquier obstáculo, el juez podrá otorgar fuerza pública”.
Según Sergio Barrientos75, esta norma favorecería más bien a los generadores y
transmisores, ya que las distribuidoras les basta con tener un perfil del proyecto para
empezar a construir, pudiendo hacerlo a partir de cartas cartográficas, y por tanto,
requieren procedimientos más expeditos. Señala que los problemas que enfrentan los
concesionarios de servicio público de distribución de energía se producen más bien en
otros ámbitos. Por ejemplo, en el caso que surjan nuevas urbanizaciones en zonas no
concesionadas, cercanas o contiguas a la zona de concesión de una distribuidora. Hoy en
día, la distribuidora debe solicitar la ampliación de la concesión para dar suministro,
74 Ver Vergara 1994, op.cit. pp. 56, págs. 147-154. 75 Sergio Barrientos se desempeña actualmente como asesor del Gerente General de Chilquinta.
136
trámite que puede durar más de un año. Como estas zonas requieren suministro eléctrico
rápido, lo lógico sería que las concesionarias contiguas obtengan de inmediato permiso
para prestar dicho suministro, sin perjuicio de iniciar en forma paralela el procedimiento
de ampliación de concesión. En el caso que exista un contrato privado de suministro entre
la urbe y la distribuidora, la ampliación de la concesión debería ser automática. Cabe
destacar, que la distribuidora siempre va a solicitar la ampliación de la concesión, debido
a que, según hemos visto, ello le otorgará una serie de derechos. En el caso que existan
otros interesados en obtener una concesión sobre la misma zona, la ley faculta la
superposición de concesiones sobre un mismo terreno.
3.4.- Sistema de servidumbres:
3.4.1.- Concepto de servidumbre:
El Código Civil señala en su artículo 577 a las servidumbres como uno de los derechos
reales que enumera. El artículo 820 del mismo cuerpo legal, define la servidumbre como
el “gravamen impuesto sobre un predio en utilidad de otro predio de distinto dueño”.
Tendrá la calidad de predio “sirviente”, aquel que sufre el gravamen y de predio
“dominante”, aquel que reporta la utilidad. En derecho administrativo, la servidumbre es
un gravamen impuesto soberanamente por el Estado sobre la propiedad particular, en
beneficio del interés público76.
76 Cita en Benitez, Ingrid, op.cit.42, de Varas: “Derecho Administrativo, Nociones Generales”. Las servidumbres eléctricas se encuentran extensamente desarrolladas además en Vergara Blanco, Alejandro: Informe en Derecho: “Régimen jurídico de las servidumbres de paso de energía eléctrica en sistemas regulados por precios de nudo e interconectados a centrales generadoras. En especial, de las indemnizaciones a que da lugar” Santiago, 1998 y Gonzalez Vivero, Iván: Memoria de Título “Servidumbres Eléctricas”, Universidad Gabriela Mistral, 1998.
137
3.4.2.- Predios en la Servidumbre Administrativa:
En las servidumbres administrativas como en las civiles, la existencia de un predio
sirviente, es decir, de un predio sobre el cual se establece un gravamen, es esencial. Sin
embargo, dado a que las servidumbres administrativas van en beneficio del interés
público, la existencia de un predio dominante en sentido de “predio” no siempre es
esencial. La servidumbre se establece en beneficio de la comunidad, lo que en todo caso
no implica un uso público del predio sirviente por parte de ésta.
3.4.3.- Predios sirvientes en servidumbres eléctricas:
De acuerdo al artículo 820 del Código Civil, el predio sirviente es aquel que queda
gravado con la servidumbre. Los bienes gravados con servidumbres eléctricas se
encuentran señalados en las letras a) y b) del número 4 del artículo 2º del DFL. Estos son:
a.- Las heredades, para la construcción, establecimiento y explotación de las
instalaciones y obras anexas que posean concesión, mencionadas en los números 1 y 2 del
artículo 2 del DFL Nº1.
b.- Las postaciones y líneas eléctricas, en aquellas partes que usen bienes nacionales de
uso público77 o heredades haciendo uso de las servidumbres que se mencionan en la letra
anterior, (letra a) del número 4 del artículo 2), para que personas distintas al propietario
77 De acuerdo al artículo 589 del Código Civil, son bienes nacionales aquellos cuyo dominio pertenece a la nación toda. Si su uso pertenece a todos los habitantes de la nación, como el de calles, plazas, puentes y caminos, el mar adyacente y las playas, se llaman bienes nacionales de uso público o bienes públicos.
138
de esas instalaciones las puedan usar en el tendido de otras líneas o para el transporte de
energía eléctrica o para que las Municipalidades puedan hacer el alumbrado público.
3.4.4.- Carácter de las Servidumbres Eléctricas:
Las servidumbres eléctricas que establece el DFL Nº1/82 son de carácter administrativo,
ya que se imponen soberanamente por el Estado sobre la propiedad particular en
beneficio del interés público. En efecto, éstas se establecen en el Decreto Supremo del
Ministerio del Interior, por orden del Presidente de la República, al otorgar concesiones
definitivas, con el objeto de que la comunidad reciba energía eléctrica.
3.4.5.- Establecimiento de las servidumbres en el DFL Nº1/82
Según el artículo 47 del DFL, las servidumbres señaladas en los decretos de concesión
definitiva se establecen conforme a los planos especiales de servidumbres que se hayan
aprobado en el decreto de concesión. En consecuencia, las servidumbres se constituyen
por el decreto que aprueba la concesión eléctrica.
3.4.6.- Servidumbres que regula el DFL Nº1/82
El DFL regula los siguientes tipos de servidumbres:
a. Servidumbres de obras hidroeléctricas;
139
b. Servidumbres de subestaciones eléctricas, de líneas de transporte de energía eléctrica
y servidumbres para establecer, operar y explotar las instalaciones de servicio público
de distribución;
c. Servidumbre de tránsito;
d. Servidumbre de ocupación temporal de terrenos municipales o particulares;
e. Servidumbre temporal de postación, y
f. Servidumbre de paso de energía eléctrica.
a.- Servidumbres de obras hidroeléctricas78:
Las servidumbres de obras hidroeléctricas se crean en virtud del decreto que concede la
concesión de central hidráulica productora de energía eléctrica. Esta servidumbre otorga
al concesionario los derechos a:
• Ocupar los terrenos que se necesitan para las obras;
• Ocupar y cerrar hasta una extensión de media hectárea los terrenos contiguos a la
bocatoma, con el fin de dedicarlos a construir habitaciones de las personas encargadas
de la vigilancia y conservación de las obras, y a guardar los materiales necesarios para
la seguridad y reparación de las mismas, y
• Ocupar y cerrar los terrenos necesarios para embalses, vertederos, clasificadores,
estanques de acumulación de aguas, cámaras de presión, cañerías, centrales
hidroeléctricas con sus dependencias, habitaciones para el personal de vigilancia,
caminos de acceso, depósitos de materiales y, en general, todas las obras requeridas
para las instalaciones hidroeléctricas.
78 Artículos 48 y 49 del DFL Nº1/82.
140
b.- Servidumbres de subestaciones eléctricas, de líneas de transporte de energía eléctrica
y servidumbres para establecer, operar y explotar las instalaciones de servicio público de
distribución. Estas servidumbres se crean en virtud del decreto de concesión de líneas de
transporte, subestaciones y de servicio público de distribución y otorgan a favor del
concesionario los derechos de:
• Tender líneas aéreas o subterráneas a través de propiedades ajenas;
• Ocupar los terrenos necesarios para el transporte de la energía eléctrica, desde la
central generadora o subestación, hasta los puntos de consumo o de aplicación, y
• Ocupar y cerrar los terrenos necesarios para las subestaciones eléctricas, incluyendo
las habitaciones para el personal de vigilancia.
A pesar de que el artículo 53 establece que los edificios no quedan sujetos a las
servidumbres de obras hidroeléctricas ni de líneas de transporte y distribución de energía
eléctrica, el inciso 2º de dicho artículo señala que las servidumbres de distribución de
energía eléctrica otorgan el derecho a cruzar con líneas aéreas de baja tensión los
corrales, huertos, parques, jardines o patios que dependan de edificios.
c.- Servidumbre de tránsito:
Esta servidumbre se establece en el caso de que no existan caminos adecuados para la
unión del camino público o vecinal más próximo con el sitio ocupado por las obras. En
141
este caso, el concesionario se encuentra facultado para imponer las servidumbres de
tránsito por los predios que sea necesario ocupar para establecer el camino de acceso79.
d. Servidumbre de ocupación temporal de terrenos municipales o particulares:
Esta servidumbre la impone el Ministro a favor de los concesionarios, para el
establecimiento de caminos provisorios, talleres, almacenes, depósito de materiales y
cualesquiera otros servicios que sean necesarios para asegurar la expedita construcción de
las obras. Ellas se establecen mediante el pago de la renta de arrendamiento y de la
indemnización de los daños, perjuicios y deterioros de cualquier clase que puedan
irrogarse en el terreno ocupado. En caso de que no haya acuerdo entre las partes,
determinará dichos montos el juez en juicio sumario80.
e.- Servidumbre temporal de postación:
Esta servidumbre permite la colocación de los postes del alumbrado público por un
tiempo determinado. Esta servidumbre es autorizada por la Superintendencia en casos
calificados, debiendo autorizar además el monto de pago correspondiente81.
f.- Servidumbre de paso de energía eléctrica:
79 Artículo 57 del DFL Nº1/82. 80 Artículo 58 del DFL Nº1/82. 81 Artículo 60 del DFL Nº1/82.
142
La servidumbre de paso de energía eléctrica es que aquella que otorga el derecho a usar
líneas y subestaciones de terceros en tanto haya capacidad remanente. Por su importancia,
esta servidumbre será analizada en forma aparte, más adelante.
3.4.7.- Derechos del propietario del predio sirviente:
El propietario del predio sirviente cuenta con los siguientes derechos:
1.- El propietario de una heredad en la que existan líneas eléctricas puede exigir que se
aprovechen las existentes cuando se vaya a constituir una nueva servidumbre en su
propiedad, (art. 52).
2.- El propietario del predio que desee ejecutar construcciones por debajo de las líneas
que lo atraviesan, puede exigir al dueño de las líneas que varíe su trazado. En este caso,
las obras modificatorias son de cargo del dueño del predio, (art. 53 inc.3º).
3.- El propietario de los edificios, corrales, huertos, parques, jardines o patios que queden
sujetos a servidumbres de acueducto y de obras hidroeléctricas a favor de centrales
hidráulicas productoras de energía de 25.000 o más kilowatts de potencia, puede exigir
que se efectúe la expropiación parcial o total del predio sirviente. En efecto, el art. 53
inciso final, señala que “a petición del propietario deberá efectuarse la expropiación”.
4.- El propietario del predio sirviente tiene derecho a que se le indemnice, principalmente
por el valor de los terrenos ocupados por los postes y las torres de las líneas respectivas, y
el valor de los perjuicios que ocasionan el ejercicio de las servidumbres, y en especial, las
líneas aéreas, (art. 68 Nº 1, 2 y 3)
143
3.4.8.- Servidumbres prohibidas:
La Ley Eléctrica consagra una prohibición legal de establecer servidumbres por la vía
administrativa, respecto de algunos bienes señalados en el art. 53. Estos son:
1.- Los edificios: ellos no quedan sujetos a las servidumbres de obras hidroeléctricas ni de
líneas de transporte y distribución de energía eléctrica.
2.- Los corrales, huertos, parques, jardines o patios que dependan de edificios, quedan
sujetos sólo a la servidumbre de ser cruzados por líneas aéreas de distribución de energía
eléctrica de baja tensión, pero están exentos de las demás servidumbres que establece la
Ley Eléctrica. Además, el trazado de las líneas aéreas debe proyectarse en forma que no
perjudique la estética de jardines, parques, huertos o patios del predio.
3.4.9.- Análisis de la servidumbre de paso de energía eléctrica:
Según dijimos, la servidumbre de paso de energía eléctrica es aquella que otorga el
derecho a usar líneas y subestaciones de terceros, en tanto haya capacidad remanente.
3.4.9.1.- Importancia de la servidumbre de paso:
La servidumbre de paso es importante por dos razones:
1.- El uso compartido de los sistemas de transmisión es un requisito fundamental de la
política de competencia y descentralización establecida para el sector eléctrico en el DFL
Nº1 de 1982. Ello por cuanto, debido a las economías de escala que poseen, los sistemas
de transmisión constituyen monopolios naturales. Al establecerse e implementarse dicha
144
política se requirió regular las condiciones para que estos sistemas pudieran ser
utilizados por las distintas empresas eléctricas que iban a estar operando en el mercado.
Para regular el acceso a las instalaciones necesarias para el paso de la energía eléctrica, el
DFL optó por establecer el derecho de servidumbre de paso de electricidad sobre
instalaciones de terceros82. Como se verá más adelante, y a pesar de que el texto original
ya ha sufrido modificaciones en materia de servidumbres de paso, éstas aún presentan
deficiencias que exigen un nuevo perfeccionamiento de la ley.
2.- Por otra parte, la servidumbre de paso de energía eléctrica faculta a los clientes libres,
es decir, a los clientes que no se encuentran sujetos a regulación de tarifas eléctricas, a
abastecerse no sólo por medio de una concesionaria de distribución, sino también
directamente desde otras empresas generadoras de energía eléctrica, transportando la
energía a través de las líneas de transmisión de terceros e instalaciones de la propia
empresa concesionaria en cuya zona de concesión éstos estén ubicados. Como se verá
más adelante, en la práctica resulta que por diversas razones los clientes libres
generalmente terminan contratando con las distribuidoras y no directamente con las
generadoras, por lo que también se ha considerado necesario estudiar un posible
perfeccionamiento de la ley en esta materia.
3.4.9.2.- Regulación de las servidumbres de paso de energía eléctrica:
82 Synex: “Peajes en transmisión: Análisis y aplicación de las disposiciones legales en el Sistema Interconectado Central”, Mayo de 1993.
145
La reglamentación necesaria para el ejercicio de esta servidumbre quedó inicialmente
establecida en el artículo 51 del DFL. Sin embargo, esta reglamentación era de carácter
muy general, de manera que resultaba difícil de aplicar para regular el uso de las líneas y
demás instalaciones por parte de los generadores. Se contempló la necesidad de dictar
una normativa detallada para el uso compartido de los sistemas de transmisión, tema que
fue largamente analizado por la Comisión Nacional de Energía y discutido con las
empresas eléctricas, durante varios años de la década de los 80. En febrero de 1985 se
dictó el Reglamento de Coordinación de la Operación de Centrales Generadoras y Líneas
de Transporte, Decreto Supremo Nº 6, de Minería, de 1985, que definió, en sus artículos
32 y 33, y con base en las disposiciones del artículo 51 del DFL, el concepto de peaje que
los generadores interconectados al sistema eléctrico debían pagar al hacer uso de
instalaciones de transmisión pertenecientes a otro integrante del CDEC, y su forma de
cálculo. De acuerdo a estos artículos, el peaje correspondía al costo anual de capital,
mantención y operación del sistema de transmisión, descontada la fracción de dicho costo
que ha sido pagada a su propietario a través de la valorización a costo marginal de las
inyecciones y retiros totales de electricidad que en él se produzcan. Esta fracción
corresponde a lo que posteriormente, en las modificaciones de la ley eléctrica, se
denominó ingreso tarifario. La reglamentación de estos dos artículos no definió
correctamente, sin embargo, la responsabilidad de los generadores por el uso de los
sistemas de transmisión de terceros, ya que el artículo 32 del DS Nº 6 sólo entendía que
el uso ocurría cuando “entre los puntos de inyección y retiro de energía de un integrante,
no existe un sistema de transmisión de su propiedad, de capacidad suficiente, y conectado
eléctricamente con dichos puntos”. De esta forma, no quedaba contemplado el uso físico
de los sistemas de transmisión por parte de los generadores que entregaban, vía CDEC,
146
toda su energía en el punto de conexión de la central con el sistema eléctrico (generadores
puros). Así mismo, permitía el cobro de peajes por el “uso comercial” y no físico de
instalaciones en el caso que un generador hiciere retiros de energías “aguas arriba” del
punto de inyección, lo cual podía limitar la competencia.
La Comisión Nacional de Energía adoptó un nuevo criterio para reglamentar el uso de los
sistemas de transmisión, que quedó plasmado en el Documento de trabajo Nº 11/87 de la
misma institución; en 1988 se elaboró el proyecto de ley correspondiente, el que fue
aprobado por el poder legislativo a fines de 1989, promulgado como ley Nº 18.922 en
febrero de 1990 y publicada en el Diario Oficial el día 12 de febrero de 1990. Esta ley
modificó el art. 51º, introduciendo los nuevos artículos 51 A a 51 G.
3.4.9.3.- Constitución de las Servidumbres de paso de energía eléctrica:
De acuerdo al profesor don Alejandro Vergara83, la constitución de las servidumbres de
paso de energía eléctrica puede realizarse de las siguientes formas:
• Por la vía administrativa, artículos 2 Nº 4 letra b), 14, 24 letra d), 28 inc.2º, 51, 51 A,
81 y 91 del DFL Nº1 de 1982. Esta es la forma más usual de constituir servidumbres
en materia eléctrica, ya que en general, ellas se constituyen por el decreto que otorga
la concesión eléctrica;
• Por la vía convencional, artículos 2 Nº4 letra b) y 51 A del DFL;
• Por la vía arbitral, art. 2 Nº 4 letra b) y 51 G del DFL;
83 Vergara Blanco, Alejandro op.cit.pp.56.
147
• Por vía administrativa y de pleno derecho, a partir de la declaración de interconexión
de sistemas de generación con un sistema de transporte. Es decir, en estos casos se
constituyen por imposición de la ley, en forma forzosa o coactiva, de manera que
pueden ser impuestas aún contra la voluntad del dueño de las instalaciones de
transporte de energía eléctrica por el acto administrativo que establece tal
interconexión84.
3.4.9.4.- Servidumbres de paso en sistemas no interconectados:
La regulación de las servidumbres de paso de energía eléctrica en el DFL distingue según
éstas se impongan en sistemas que no se encuentran interconectados, reguladas en el art.
51, de las que corresponden en sistemas eléctricos interconectados, coordinados y con
fijación de precio de nudo, reguladas en los arts. 51 A y siguientes.
3.4.9.4.1.- Sujetos facultados para imponer la servidumbre de paso:
Las servidumbres de paso en sistemas no interconectados están contempladas para toda
persona que desee establecer otras líneas eléctricas para el paso de energía eléctrica, tales
como líneas aéreas o subterráneas, subestaciones y obras anexas. Es así como el art. 51
84 La interconexión de los sistemas eléctricos se regula en el artículo 81 del DFL , según el cual: “Los concesionarios de cualquier naturaleza están obligados a llevar a cabo la interconexión de sus instalaciones cuando con informe de la Comisión se determine mediante decreto supremo del Ministerio del Interior”. A su vez, el Art. 103 del Reglamento Eléctrico establece que “Los concesionarios de cualquier naturaleza están obligados a llevar a cabo la interconexión de sus instalaciones en los casos que lo disponga el Ministerio, previo informe de la Comisión. Dicha interconexión deberá efectuarse de conformidad con las disposiciones del presente reglamento y demás normas pertinentes”. La constitución forzosa de las servidumbres de paso en sistemas interconectados se extrae de los artículos 51 A, 81 inciso 2º Nº3 y el 91 inciso 2º del DFL Nº1/82, además de los artículos 83 y 104 del Reglamento Nº 327/98.
148
inciso 2º establece que “quienes deseen” hacer uso de esta servidumbre estarán obligados
a observar ciertas reglas.
3.4.9.4.2.- Sujetos obligados a soportar la servidumbre de paso de energía eléctrica:
Las personas obligadas a soportar la servidumbre de paso de energía eléctrica son los
propietarios de líneas eléctricas que hagan uso de alguna de las servidumbres de los
números 1, 2 o 3 del artículo 50, por ser concesionarios de líneas de transporte,
subestaciones o de servicio público de distribución o bien, que usen bienes nacionales de
uso público como calles y vías públicas, en su trazado.
3.4.9.4.3.- Determinación del monto de las indemnizaciones y retribuciones de
servidumbres de paso de energía eléctrica en sistemas no interconectados, no
coordinados ni en los que se fijan precios de nudo:
El uso de líneas de transmisión por parte de terceros requiere el pago de peajes. Este tipo
de indemnizaciones se origina por el sólo hecho de la constitución de la servidumbre y
comprenden tres elementos:
a) Los costos de inversión;
b) Los gastos de mantención y operación de las instalaciones y,
c) Todo otro perjuicio que se produjere en la instalación existente con motivo de la
constitución de la servidumbre.
149
a) Indemnizaciones por costos de inversión85:
Para determinar las indemnizaciones por costos de inversión, la ley distingue según las
instalaciones y obras complementarias que desee utilizar el que impone la servidumbre,
tengan o no capacidad suficiente para soportar el uso adicional.
En el caso de que las instalaciones y obras complementarias tengan capacidad suficiente,
para determinar el monto de la indemnización, se prorratean entre el dueño de las
instalaciones y el interesado en hacer uso de la servidumbre, el porcentaje de potencia
máxima transitada por el interesado con respecto a la potencia máxima total transitada
por todos los usuarios de dichas instalaciones. Para el cálculo de la indemnización, se
toma en cuenta todas las instalaciones y obras complementarias, principales y de
respaldo, necesarias para mantener una adecuada seguridad y calidad del servicio.
En el caso de que las líneas no tengan capacidad suficiente para transportar energía
adicional, el interesado puede aumentar la capacidad de las instalaciones, a su costa, y
según las normas e instrucciones del dueño de las líneas. En todo caso, el interesado debe
además indemnizar por los costos de inversión en la forma recién descrita.
85 Artículo 51 Nº1 incisos 1º, 2º y 3º del DFL Nº1/82.
150
b) Indemnizaciones por los gastos de mantención y operación de las instalaciones86:
El interesado debe concurrir proporcionalmente a los gastos de mantención y operación
de las instalaciones que usen en común. En consecuencia, para determinar la
indemnización por los gastos de mantención y operación, se prorratean los gastos por las
instalaciones que se usan en común de la misma forma anterior.
c) Indemnización por todo otro perjuicio que se produjere en la instalación
existente, con motivo de la constitución de la servidumbre de paso87:
La ley se refiere a los perjuicios a que diere lugar la constitución de la servidumbre de
paso, es decir, establece que debe indemnizar por el hecho mismo de constituirse el
gravamen. Esto se debe a que el titular de la servidumbre recibe un beneficio, que es el
goce de un bien ajeno, mientras que el dueño de las instalaciones sufre un gravamen, que
es el de compartir con un tercero un bien propio. Por otra parte, el interesado no puede
oponerse a las variaciones de trazado o ubicación de las instalaciones o a su desconexión,
cuando ello sea necesario. Los gastos que estos cambios originen al interesado, serán de
su cargo. Sin embargo, el dueño de las instalaciones debe avisar al interesado con 60 días
de anticipación, por lo menos, de los cambios y trabajos que proyecte realizar88.
3.4.9.5.- Servidumbres de paso de energía eléctrica en sistemas interconectados:
86 Artículo 51 Nº2 del DFL Nº1/82. 87 Artículo 51 Nº4 del DFL Nº1/82. 88 Artículo 51 Nº3 del DFL Nº1/82.
151
Las servidumbres de paso de energía eléctrica fueron integradas al DFL N° 1/82, con el
objeto de asegurar el acceso de los generadores a las distribuidoras. Esto resulta
indispensable para asegurar la competencia entre generadores en el suministro a
consumidores y, por tanto, para el desarrollo de un mercado eléctrico. En efecto, sabemos
que el sistema de transmisión presenta economías de escala, por lo que conforma un
monopolio natural. Dado que la duplicidad de redes no tiene sentido, si el libre acceso a
las líneas existentes no estuviera asegurado, de forma que sólo puedan acceder aquellos
generadores de alguna forma relacionados con la empresa transmisora, la posibilidad de
los demás generadores de competir con éstos, sería nula. La constitución y ejercicio de
una servidumbre de paso de energía eléctrica, en el caso de sistemas interconectados y
coordinados, genera los siguientes pagos:
• Indemnización a prorrata de los costos de inversión, mantenimiento y operación en
que incurrió el dueño de las instalaciones, además de todo otro perjuicio que se
produjere en la instalación con motivo de la constitución de la servidumbre.
• Retribución o peaje por las instalaciones afectadas, situadas en el área de influencia,
comprendiendo en éste, el ingreso tarifario, el peaje básico y peaje adicional, si
correspondiere.
La primera retribución corresponde a la del artículo 51, ya analizado. Esto se debe a que
el artículo 51º A, que regula las indemnizaciones en los sistemas interconectados, señala
que las “servidumbres de energía eléctrica que se originen por la interconexión a estos
sistemas de centrales generadoras se regirán, además, por las disposiciones
152
complementarias consignadas en los artículos 51ºB a 51ºE”. Es decir, se rige por las
indemnizaciones que determina el artículo 51 y por las de los artículos 51º B a 51º E.
La segunda retribución está regulada en el artículo 51 A que señala que “en caso de
sistemas eléctricos en los cuales se efectúe la regulación de precio de nudo a que se
refiere el número 1 del artículo 96, las servidumbres de paso de energía eléctrica que se
originen por la interconexión a estos sistemas de centrales generadoras se regirán,
además, por las disposiciones complementarias consignadas en los artículos 51º B a 51º
E. No obstante, estas disposiciones no serán aplicables cuando las partes convengan
condiciones distintas”.
El artículo se refiere a aquellos sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500
kilowatts en capacidad instalada de generación, en los cuales se efectúe la regulación de
precio de nudo y a las servidumbres de paso que se originan en virtud del decreto que
establece la interconexión y por el sólo hecho de la interconexión. Cabe recordar que los
sistemas eléctricos de tamaño inferior a 1.500 kW, abastecen menos del 0,01% de la
población.
3.4.9.5.1.- Sujetos facultados para imponer y obligadas a soportar la servidumbre
de paso de energía eléctrica:
Sólo pueden imponer servidumbres de paso de energía eléctrica en sistemas
interconectados las centrales generadoras conectadas a un sistema eléctrico. Soportan esta
153
servidumbre las líneas y subestaciones que pertenezcan a un tercero y que se encuentren
dentro del área de influencia de la generadora.
3.4.9.5.2.- Reglamentación del pago de indemnizaciones y retribuciones a que dan
lugar las servidumbres de paso de energía eléctrica en sistemas interconectados:
Estas indemnizaciones se rigen por dos artículos:
• Por el art. 51, ya que él mismo señala que se aplicará a “quienes deseen hacer uso de
esta servidumbre”. Y también porque el artículo 51º A señala que estas servidumbres
se regirán “además” por las disposiciones complementarias consignadas en los
artículos que indica.
• De acuerdo al artículo 51º A, estas indemnizaciones se rigen, en forma adicional y
complementaria, por los artículos 51º B a 51º E.
Para determinar el pago de indemnizaciones, la ley entiende que el generador conectado a
un sistema eléctrico, cuyas líneas y subestaciones en el área de influencia de la central
pertenecen a un tercero, hará uso efectivo de esas instalaciones, independientemente del
lugar y de la forma en que se comercializan los aportes de potencia y energía que la
central efectúa.
3.4.9.5.3.- Concepto de área de influencia:
La ley consagra y define el concepto de área de influencia en el inciso 2º del artículo 51°
B como “el conjunto de líneas, subestaciones y demás instalaciones del sistema eléctrico,
154
directa y necesariamente afectado por la inyección de potencia y energía de una central
generadora”. El área de influencia constituye un modelo teórico que tiene por finalidad
determinar la medida en que afecta directa y necesariamente a unas instalaciones la
inyección de potencia y energía de una central generadora. El área de influencia es
aquella parte del sistema de transmisión en el que la existencia de la central produce
alteraciones respecto de los flujos transitados sin ella. La ley entiende utilizadas las
instalaciones situadas en el área de influencia, por el sólo hecho de la inyección de
potencia al sistema interconectado y coordinado. Como consecuencia de la fijación del
área de influencia de una central generadora, la central debe efectuar un pago al
propietario de las instalaciones comprendidas en dicha área, las use o no. Este pago, o
retribución, está constituido por el ingreso tarifario, el peaje básico y, cuando
corresponda, el peaje adicional89.
3.4.9.5.4.- Definiciones legales de ingreso tarifario, peaje básico y peaje adicional:
Ingreso tarifario:
El inciso segundo del artículo 51º C, define el ingreso tarifario como la “cantidad que
percibe el propietario de las líneas y subestaciones involucradas por las diferencias que se
produzcan en la aplicación de los precios de nudo de electricidad que rijan en los distintos
nudos del área de influencia respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía,
en dichos nudos”. Según Bernstein90, “si en transmisión no hubieren economías de escala,
89 Artículo 51 C inciso 1º del DFL Nº1/82. 90 Ver Capítulo de Bernstein, op.cit. pp. 4.
155
en que el costo marginal equivale al costo medio, la tarificación a costo marginal
generalizada a nivel producción-transmisión no presentaría problemas: los peajes serían
las diferencias de tarifas en los extremos de la línea usada. Sin embargo, la existencia de
economías de escala en este segmento del negocio, hace que el denominado ingreso
tarifario (valoración de las energías ingresadas en un extremo de un línea y retiradas en el
otro, evaluados a los precios que prevalecen en dicho extremo) deban ser
complementados. Ello se hace más evidente aún, cuando se conectan al sistema centrales
generadoras que no disponen de contratos de venta con clientes finales, y que, sin
embargo, hacen uso del sistema de transmisión.” Por esta razón, es necesario
complementar la cantidad anual que percibe el propietario de la línea de transmisión con
el llamado peaje básico, que corresponde a la proporción del complemento total
correspondiente al área de influencia. La proporción se calcula como el cuociente entre la
potencia máxima transitada por el propietario de la central y la potencia máxima total
transitada por todos los usuarios del área de influencia, incluido el propietario del sistema
de transmisión.
Peaje básico:
El peaje básico refleja el uso físico que una central hace del sistema de transmisión, con
independencia de la forma y los lugares en que comercializa energía. Ciertamente, si se
paga el peaje básico, el generador tiene el derecho a comercializar la energía en la zona
cubierta por los pagos hechos. El inciso 3º del artículo 51 C, define el peaje básico como
la “cantidad que resulta de sumar las anualidades correspondientes a los costos de
operación, de mantenimiento y de inversión en las líneas, subestaciones y demás
156
instalaciones involucradas en un área de influencia, deducido el ingreso tarifario anual
señalado en el inciso anterior. El peaje básico se pagará a prorrata de la potencia máxima
transitada por cada usuario, respecto de la potencia máxima total transitada por todos los
usuarios, incluido el dueño de las líneas, subestaciones y demás instalaciones referidas.”
El reglamento definió que esa prorrata se calcula a partir de las potencias firmes de las
unidades generadoras.
A su vez, los incisos 1º y 2º del art. 51 D señalan que el pago de las anualidades del peaje
básico dará derecho al propietario de la central generadora a vender su electricidad, sin
pagos adicionales, en todos los nudos del sistema ubicados dentro de su área de influencia
y en todos aquellos desde los cuales, en condiciones típicas de operación del sistema, se
produzcan transmisiones físicas netas hacia el área de influencia. El inciso final del
mismo artículo establece que para estos efectos debe entenderse por transmisiones netas,
la transmisión media de energía a lo largo de un año calendario. En caso que la central no
tenga clientes finales, le permite comercializar su energía a través del CDEC al precio
correspondiente al costo marginal de corto plazo en la subestación de inyección.
Peaje Adicional:
El art. 51 E, que se refiere al peaje adicional, si bien no lo define expresamente, señala
que éste debe ser calculado de la misma forma que el peaje básico, para los casos en que
el dueño de la central desee retirar electricidad desde otros nudos, diferentes a los
señalados por el art. 51 D, que se refiere a los retiros por pago de peaje básico. El pago de
los peajes adicionales dará derecho a la central a retirar electricidad en todos los nudos
157
ubicados en las instalaciones involucradas y en todos aquellos nudos desde los cuales en
condiciones típicas de operación del sistema, se produzcan transmisiones físicas netas
hacia los nudos cubiertos por los peajes adicionales. De esta forma, el peaje adicional
corresponde a las instalaciones fuera del área de influencia que paga la central, que le
permiten comercializar su energía. Es el típico caso de las líneas radiales.
3.4.9.5.5.- Análisis del Ingreso Tarifario, Peaje Básico y Adicional:
Ingreso Tarifario:
El Ingreso Tarifario es un término relacionado con la diferencia entre los retiros e
inyecciones de energía y potencia que los generadores efectúan en diferentes puntos del
sistema. Corresponde al CDEC calcular la diferencia entre los retiros e inyecciones de
energía y potencia efectuados por los generadores, valorados a los precios de nudo
vigentes en los puntos de retiro e inyección respectivamente, para cada sección de las
líneas de transmisión, para efectuar las liquidaciones asociadas a las transacciones spot
(de oportunidad) entre generadores91. El Ingreso tarifario, al ser un reflejo de los precios
marginales en cada nudo, traspasa a los consumidores las pérdidas marginales,
haciéndoles pagar las pérdidas medias y una fracción de las inversiones en transmisión
(alrededor de 20%).
91 Charún, Rafael y Morandé, Felipe, “Electric transmission.- generation: International experience and the chilean case”, del libro “Regulation and Competition: The Electric Industry in Chile”, Ilades/Georgetown University, Editorial Andros Productora Gráfica, 1997, págs. 80 –92.
158
El ingreso tarifario sirve a la empresa transmisora para amortizar una fracción de los
costos de explotación e inversión en subestaciones y líneas en que ha debido incurrir,
pero no cubre los costos medios de largo plazo. Esto lo logra a través del cobro de los
llamados peajes. Este pago por parte de los generadores se efectúa a través de dos
modalidades, dependiendo de si el generador está usando en toda circunstancia tramos
determinados del sistema de transmisión, o bien si su uso depende de que el generador
esté comercializando electricidad a clientes para los cuales se requiera utilizar un tramo
específico. La primera modalidad se denomina “peaje básico” y la segunda “peaje
adicional”.
Peaje Básico:
Este peaje, que se obtiene de la diferencia entre el costo anual de capital y operación de
la línea y del ingreso tarifario percibido por el transmisor, es el que paga la generadora a
la empresa transmisora por concepto de empleo de todas las líneas y subestaciones
comprendidas en el área de influencia de la generadora. El peaje básico pagado por las
generadoras comprende:
• Un pago por la prorrata que le corresponde de las instalaciones en el área de
influencia de la central, conformado por la anualidad constante de dichas
instalaciones calculadas para 30 años de vida útil y una tasa de costo de capital de
10%, y los costos de operación y mantenimiento correspondientes.
159
• Un pago por los costos medios de transmisión (éste equivale a una amortización por
la anualidad de los costos de inversión en valores nuevos de reemplazo, operación y
mantención).
• Un pago por las instalaciones en el área de influencia de la central y,
• Un retorno de un 10% sobre el capital invertido por la empresa transmisora en esta
área, que corresponde al retorno legal.
A la anualidad señalada se le descuenta el ingreso tarifario, pues este monto, que
representa un ingreso para la empresa transmisora, ya ha sido pagado.
Este peaje permite a la generadora:
• Inyectar energía al sistema interconectado y valorizarla a costo marginal de corto
plazo en la subestación en que se inyecta la energía. Esto aún cuando no tenga
contratos de suministro;
• Vender energía a clientes ubicados en el área de influencia, y en todo otro punto
ubicado a contracorriente, que corresponde a los puntos en que el flujo de energía y
potencia se dirigen hacia su área de influencia.
Como el peaje básico es pagado por las empresas generadoras del sistema y no
necesariamente lo pueden traspasar a sus clientes, deben absorber el costo
correspondiente a costa de sus utilidades. Esto es especialmente relevante para los
generadores hidroeléctricos ubicados al sur de Santiago, que deben absorber el peaje
básico si quieren competir con los generadores ubicados en el área de Santiago.
160
Peaje Adicional:
El peaje adicional se emplea cuando una central desea transmitir energía a un punto
ubicado fuera del área de influencia o a un cliente que encontrándose en el área de
influencia geográfica no está conectado a ella. En ambos casos será necesario realizar
inversiones para efectuar nuevas instalaciones radiales y líneas de transmisión. Los
costos de inversión se calculan de la misma forma que en el caso del peaje básico. En este
caso, los peajes adicionales son fácilmente traspasados a los consumidores ubicados en la
instalación sujeta a peaje adicional. En el caso de no existir acuerdo en la determinación
de los peajes por parte de la empresa transmisora, la generadora podrá recurrir a una
instancia de arbitraje para demandar.
3.4.9.5.6.- Fijación de los montos de indemnización y retribución por convención de
las partes o por un tribunal arbitral:
Las partes deben llegar a acuerdo sobre el monto de las indemnizaciones y las
correspondientes fórmulas de reajuste. Para estos efectos, el artículo 51 F señala que el
propietario de las líneas debe proponer los montos al interesado en imponer la
servidumbre, debiendo acompañar la proposición con un informe justificativo de los
valores propuestos. A su vez, el interesado puede presentar observaciones y solicitar
aclaraciones y antecedentes adicionales a los presentados por el propietario. Una vez
hecho esto, las partes tienen un plazo determinado para llegar a acuerdo, pasado el cual,
cualquiera de ellas puede solicitar que los montos sean fijados por un tribunal arbitral.
161
Los tribunales arbitrales se componen de tres árbitros arbitradores quienes deben fallar
en única instancia92. Cada parte tiene derecho a designar a uno de ellos y el tercero, que
debe ser abogado, es elegido de común acuerdo, y en caso de desacuerdo, por la justicia
ordinaria. El procedimiento se inicia con la notificación de una de las partes a la otra, a
través de un notario público, en que se expresa la voluntad de iniciar un juicio arbitral. En
la misma comunicación, se debe señalar el nombre del árbitro que designe y la fecha y
lugar en que deben reunirse los árbitros designados por las partes, con el objeto de elegir
al tercer árbitro. Los fallos del tribunal pueden adoptarse por simple mayoría.
3.5.- Causales de caducidad, transferencia y extinción de las concesiones:
3.5.1.- Caducidad de las concesiones:
La ley establece la caducidad como un mecanismo de sanción para el caso de
incumplimiento de las obligaciones que impone la concesión. Esta debe ser declarado por
el Presidente de la República, mediante Decreto Supremo fundado.
92 Los tribunales se clasifican según su naturaleza en ordinarios, arbitrales y especiales. Los arbitrales son aquellos constituidos por los jueces árbitros, o sea, por jueces nombrados por las partes o por la autoridad judicial en subsidio, para la resolución de un asunto litigioso, (artículo 222 del Código Orgánico de Tribunales). La fuente de la justicia arbitral también puede ser la ley y la voluntad unilateral del testador. Existen diversos tipos de jueces arbitrales: los árbitros de derecho, arbitradores y mixtos. El árbitro arbitrador o también llamado “amigable componedor” es aquel que tramita en conformidad a las reglas de procedimiento convenidas por las partes, o en subsidio, en conformidad a las reglas mínimas de procedimiento establecidas en la legislación procesal civil, y que falla de acuerdo con las reglas de prudencia o equidad que crea convenientes, o sea, en conciencia (Párrafo 2°, título VIII, Libro III, del Código de Procedimiento Civil). Ver Casarino Viterbo, Mario, “Manual de Derecho Procesal”, Derecho Procesal Orgánico, cuarta edición actualizada al 11 de diciembre de 1981, Tomo I, Editorial Jurídica de Chile.
162
3.5.2.- Causales de caducidad:
La ley fija causales de caducidad respecto de concesiones que no han entrado en
explotación y respecto de concesiones de servicio público de distribución que se
encuentran en explotación. Las causales de caducidad de las concesiones antes de entrar
en explotación se encuentran específicamente determinadas en la Ley y el Reglamento.
Estas causales son:
a.- No reducir a escritura pública el decreto de concesión en el plazo de 30 días contados
desde su publicación en el Diario Oficial;
b.- No iniciar los trabajos dentro de los plazos establecidos en el respectivo decreto;
c.- No ejecutar a lo menos dos tercios de las obras de la concesión dentro del plazo fijado
para su terminación, salvo caso de fuerza mayor93.
Las causales de caducidad de las concesiones de servicio público de distribución que se
encuentren en explotación se presentan cuando:
a.- La calidad del servicio suministrado no corresponde a las exigencias legales y
reglamentarias o las del decreto de concesión, salvo que el concesionario remedie dicha
situación dentro de un plazo determinado94;
b.- El concesionario transfiere o enajena la concesión en todo o parte sin las
autorizaciones correspondientes95;
93 Estas causales se encuentran en el art. 38 del DFL Nº1/82 y 53 del Reglamento Nº327 94 Artículo 40 letra a) del DFL Nº1/82 y 57 letra a) del Reglamento Nº327. 95 Artículo 40 letra b) del DFl Nº1/82 y 57 letra b) del Reglamento Nº327.
163
c.- El concesionario no extiende el servicio dentro de su zona de concesión en el plazo
fijado por la SEC96;
d.- En los casos que la explotación de un servicio público de distribución fuera en
extremo deficiente, la Superintendencia, autorizada por el Ministerio de Economía o
Interior, podrá tomar las medidas necesarias para asegurar provisionalmente el servicio.
Si al cabo de tres meses, contados desde la organización del servicio provisional, el
concesionario no hubiere retomado a su cargo la explotación del servicio, garantizando su
continuidad, el Presidente de la República podrá declarar caducada la concesión97.
3.5.3.- Efectos de la caducidad:
En relación a los efectos de la caducidad, se distingue según ésta provenga de causales
aplicables a toda concesión definitiva antes de entrar a explotación o de causales
aplicables sólo a la concesión de servicio público en explotación. En el primer caso, se
señalan los siguientes efectos:
a.- Los ex – concesionarios pueden levantar y retirar las instalaciones ejecutadas. Si
dichas instalaciones ocupan bienes nacionales de uso público, terrenos fiscales o terrenos
particulares, en virtud de servidumbres constituidas, el retiro debe hacerse dentro del
plazo y en las condiciones que fije la Superintendencia98.
b.- Si la causal fue la de no haber ejecutado por lo menos los dos tercios de las obras
dentro de los plazos establecidos, sin que medie fuerza mayor, (causal que se encuentra
96 Artículo 80 del DFL Nº1/82 y 57 letra c) del Reglamento Nº327. 97 Artículo 89 del DFL Nº1/82. 98 Artículo 39 del DFL Nº1/82.
164
establecida en el numerando 3º del art. 38), el Presidente de la República puede disponer
que la concesión sea enajenada en licitación pública. En este caso, entre las obligaciones
del licitante se incluye la obligación de terminar las obras de la concesión dentro del
plazo que se fije en el decreto que ordene la licitación99.
En el segundo caso, los efectos son los siguientes:
a.- Cuando se produce una de las causales de caducidad para este tipo de concesión, el
Presidente de la República debe ordenar a la Superintendencia intervenir la concesión y
determinar quién se hará cargo de la explotación y administración provisional del
servicio100.
b.- En el mismo caso de la letra a), una vez declarada la caducidad, el Presidente de la
República debe disponer la licitación de los bienes afectos a ella101.
3.5.4.- Excepciones a la caducidad:
La caducidad no es declarada en los casos fortuitos o de fuerza mayor, y tratándose de la
causal consistente en “mala calidad del servicio” a que se hizo referencia, ésta no se
aplica cuando la causa de la misma se deba a racionamientos o a fallas que no sean
imputables a la empresa suministradora del servicio102.
99 Artículo 45 del DFL Nº1/82. 100 Artículo 41 del DFL Nº1/82. 101 Artículo 42 del DFL Nº1/82. 102 Artículo 83 del DFL Nº1/82.
165
3.5.5.- Extinción de las concesiones:
Las concesiones provisionales se extinguen vencido el plazo de dos años que la ley
contempla para su duración, sin perjuicio de que pueda otorgarse una nueva concesión
provisional por el mismo plazo. Las concesiones definitivas son indefinidas, salvo que se
haya establecido un plazo de duración en la solicitud, en conformidad al art. 24 letra j)
del DFL, ya que en este caso, rige el plazo definido. En lo demás, las concesiones pueden
extinguirse según las normas de derecho común.
3.5.6.- Transferencia de las concesiones.
Esta materia debe tratarse respecto de las concesiones de servicio público de distribución
y de generación o transmisión en forma separada.
a.- Transferencia de las concesiones de servicio público de distribución:
En este caso, sólo se puede transferir el dominio o el derecho de explotación, previa
autorización del Ministerio de Economía, oída la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles. Tratándose de transferencias que operen en virtud del traspaso de la
concesión de una persona natural a otra jurídica de la cual aquélla sea asociada, de la
transformación, absorción o fusión de sociedades, sólo requieren autorización de la
Superintendencia, la que debe ser comunicada a la Comisión Nacional de Energía. El
adquirente debe cumplir con todos los requisitos que fije la ley para ser concesionario
dentro del plazo de seis meses. Según lo ya señalado, el Presidente de la República puede
166
declarar la caducidad de la concesión si no se cumplen algunos de estas exigencias y
disponer su licitación103. En materia de constitución de hipotecas y otras cauciones
similares sobre los bienes indispensables para efectuar el suministro, es necesario tener en
cuenta el art. 2.414 del Código Civil, según el cual: “No podrá constituir hipoteca sobre
sus bienes, sino la persona que sea capaz de enajenarlos y con los requisitos necesarios
para su enajenación”.
b.- Transferencia de concesiones de Generación y Transmisión:
En estos casos, no rigen obligaciones especiales, salvo los propios requisitos y
obligaciones establecidos por el derecho común.
3.6.- De la explotación de los servicios eléctricos y del suministro
La explotación de los servicios eléctricos se refiere a la “prestación del servicio”. Se
refiere al hecho físico de dar o entregar energía eléctrica. Es importante diferenciar este
concepto, del cobro del servicio, porque éste último incluye cargos que son ajenos al
suministro en sí, como son los cargos remanentes por potencia contratada y las tarifas de
servicios, como los arriendos de medidores, etc.
103 Artículo 46 del DFL Nº1/82.
167
3.6.1.- Análisis de la explotación de servicios eléctricos en las leyes eléctricas
anteriores:
En primer lugar, cabe destacar, que en las leyes eléctricas anteriores al DFL Nº 1 de
1982, no se regulaban los aportes financieros reembolsables, lo que daba lugar a
discriminación en el tratamiento de los usuarios. En este sentido, el artículo 123 del DFL
Nº 4 de 1959 señalaba que los concesionarios de servicio público de distribución se
encontraban obligados a dar servicio en las zonas que el Presidente de la República
declaraba obligatorias, cuando éstas estuvieren comprendidas dentro del territorio de la
concesión. En los casos que el nuevo consumo excediese la capacidad de las instalaciones
de la empresa, la Dirección debía determinar la parte del costo que correspondía a la
empresa. El resto de los costos correspondían al interesado, pero pasaban a ser de
propiedad de la empresa, ya que no eran reembolsables. La empresa podía además
conectar nuevos clientes a las instalaciones aportadas por el primero, sin retribución al
aportante, lo que resultaba discriminatorio. Por otra parte, en los arts. 101 del DFL Nº
244 y 122 del DFL Nº 4, no existía la facultad del concesionario de exigir aportes
financiero reembolsables a las Municipalidades, en el caso de que el Gobierno los
obligara a canalizar, en zonas urbanas, sus líneas en forma subterránea. Estos problemas
se corrigieron en el DFL Nº 1, mediante la incorporación de los llamados “aportes
financieros reembolsables”, materia que se verá a continuación. Las leyes eléctricas de
1931 y 1959 consideraban además la obligación de mantener, dentro de su personal, un
75% de chilenos y de emplear, en igualdad de condiciones, materias primas nacionales en
sus instalaciones y equipos. También consagraban la facultad de la Dirección para obligar
168
a los concesionarios de servicio público a extender sus líneas de distribución, aun fuera
de las zonas obligatorias, bajo ciertas condiciones.
3.6.2.- Aportes reembolsables104:
3.6.2.1.- Tipos de aportes reembolsables:
El DFL Nº 1 de 1982 distingue los siguientes tipos de aportes financieros reembolsables:
1.- Aportes reembolsables para aumentos de capacidad:
Los usuarios, de cualquier naturaleza, pueden solicitar a una empresa eléctrica que le
otorgue suministro o bien, que amplíe su potencia conectada. En este caso, debe
efectuar un aporte que limitado a lo necesario para la ejecución de las ampliaciones de
capacidad en generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, que se requieran
a consecuencia de su solicitud105. Los montos máximos de financiamiento exigidos son
determinados por las empresas y deben ser publicados en un diario de circulación
nacional106. Esta publicación debe ser previa al cobro. Si la potencia solicitada o
ampliada supera los 10 kilowatts, la empresa puede exigir, adicionalmente al aporte
reembolsable, una garantía suficiente para caucionar que la potencia solicitada sea usada
por el tiempo adecuado.
104 En este capítulo se seguirá el orden dado por Salas Cox, Rafael, en “Nuevo Régimen Jurídico del Servicio Eléctrico en Chile”, Pontificia Universidad Católica de Chile, Facultad de Derecho, Departamento de Investigación, 1988. 105 Artículo 75 del DFL Nº1/82 y 136 letra a)del Reglamento. 106 Inciso final del artículo 75 del DFL Nº1/82.
169
2.- Aportes reembolsables para extensiones:
Cuando un usuario solicita servicio a una empresa concesionaria de servicio público de
distribución, el aporte debe estar limitado a lo necesario para la extensión de las
instalaciones existentes hasta el punto de empalme del peticionario107. La ley establece
dos alternativas para efectuar dicho aporte:
a) El peticionario puede construir las obras de extensión sobre la base de un proyecto
aprobado por la empresa eléctrica. El valor de estas instalaciones, que corresponde al
financiamiento reembolsable aportado por el peticionario, es determinado por la empresa
en el momento de aprobar el proyecto. El reglamento agrega108 que en este caso, el
peticionario debe presentar a la empresa un proyecto para su aprobación y para la
valorización del aporte reembolsable.
b) El peticionario puede financiar las obras por el valor determinado por la empresa,
obligándose ésta a construirla, una vez asegurado el financiamiento. El valor a
reembolsar no puede exceder de los costos precisamente involucrados en la ejecución de
las obras que sean necesarias.
El objeto de estas disposiciones es que la empresa cobre por las extensiones el verdadero
valor de las obras. La extensión de servicio en las zonas de concesión debe hacerse
dentro de los plazos máximos que fija la Superintendencia, oyendo al concesionario. La
Superintendencia puede compeler a los concesionarios de servicio público de distribución
107 Artículo 76 del DFL Nº1/82 y 136 letra b) del Reglamento. 108 Artículo 138 del Reglamento.
170
al cumplimiento de esta obligación, con una multa no inferior a cinco UTM por cada día
que transcurra después de expirado el plazo fijado para hacer las instalaciones. Si el
retardo persiste, el Presidente de la República puede declarar caducada la concesión109.
3.- Aportes reembolsables por el costo de obras de canalización subterránea:
Los Alcaldes de las Municipalidades, pueden decretar que los concesionarios canalicen
subterráneamente sus líneas de distribución. En este caso, los concesionarios tienen
derecho a ser oídos y a pedir un aporte financiero reembolsable por el costo de las obras
de canalización subterránea, deducido el valor de los materiales de la línea aérea existente
que se retire. Es el concesionario quien debe determinar los valores que correspondan,
pero la Municipalidad puede reclamar a la Superintendencia, para que efectúe una
tasación definitiva110.
3.6.2.2.- Obtención de los aportes:
Como ya se indicó, los aportes son determinados por las empresas y pueden ser aplicados
previa publicación en un diario de circulación nacional. Ahora, como los aportes de
financiamiento reembolsable se refieren a las ampliaciones requeridas en generación,
transporte y distribución de energía eléctrica, se hace indispensable que las empresas de
generación y transmisión sean las primeras en estipular los montos de los aportes que
109 Artículo 80 del DFL Nº1/82. 110 Artículo 73, inciso 1º del DFL Nº1/82.
171
exigirán, para que las distribuidoras puedan determinar, con posterioridad, su traspaso a
los clientes finales.
3.6.2.3.- Reembolso de los aportes:
Los reembolsos se efectúan a la persona natural o jurídica que haya entregado el aporte, o
bien a las personas que ésta designe. En consecuencia, el mecanismo elegido debe
considerar siempre las condiciones necesarias para el cumplimiento de esta obligación.
Las devoluciones pueden pactarse en dinero, documentos mercantiles, en suministro
eléctrico, en acciones comunes de primera emisión de la propia empresa, acciones de otra
empresa eléctrica que la restituyente hubiere recibido como devolución por aportes
efectuados por ella y cualquier otro mecanismo que sea aceptado por el aportante.
El reembolso es valorado por su valor inicial, con reajustes (que a falta de disposición
especial, será el IPC) e intereses, el cual será igual a la tasa de actualización estipulada
en el art. 106, que equivale al 10% real anual. Esta disposición no se aplica a las
devoluciones mediante acciones. La elección de la forma de devolución corresponde a la
empresa concesionaria, pero el aportante puede oponerse a ella cuando la devolución
propuesta por la empresa no le significare un reembolso real111.
111 Artículo 77 del DFL Nº1/82.
172
3.6.2.4.- Forma y plazo para el reembolso de los aportes:
La forma y plazo de los reembolsos se determina en un contrato entre la empresa y quien
deba hacer el aporte reembolsable, sin embargo, si el mecanismo de devolución fuere otro
que acciones, el plazo máximo es de 15 años112. En todo caso, las empresas no se
encuentran facultadas para cobrar gastos por concepto de devolución de los aportes
financieros reembolsables113.
3.6.2.5.- Aportes no reembolsables:
Los aportes no son reembolsables en los siguientes casos:
1.- Calidades especiales de servicios:
Los usuarios no pueden exigir calidades especiales de servicio por sobre los estándares
que se establezcan a los precios fijados, siendo de la exclusiva responsabilidad de
aquellos que lo requieran el aceptar las medidas necesarias para lograrlas114.
2.- Obligación de dar suministro en la misma tensión de la línea sujeta a concesión a
la cual se conecte el usuario115:
112 Artículo 77 del DFL Nº1/82. 113 Artículo 78 del DFL Nº1/82. 114 Artículo 79 del DFL Nº1/82. 115 Artículo 74 del DFL Nº1/82.
173
Esta obligación de dar suministro en la misma tensión de la línea preexistente, se
estableció con el objeto de evitar que un línea de alta o media tensión, determinante de
zona de concesión, fuera obligada a efectuar las inversiones necesarias para dar el
servicio de baja tensión en urbanizaciones emplazadas dentro de dicha zona.
3.- Modificaciones ordenadas por el Fisco:
El Estado, las Municipalidades u otros organismos públicos, pueden obligar a los
concesionarios de servicio público que hagan en sus instalaciones, las modificaciones
necesarias para no perturbar la construcción de determinadas obras que ellos efectúen. En
este caso, el costo de estas modificaciones es de cargo del ente público respectivo116.
3.6.3.- Garantías que pueden exigir los concesionarios:
Las empresas eléctricas concesionarias pueden exigir a los usuarios que soliciten o
amplíen su servicio en potencias conectadas superiores a 10 kilowatts, una garantía
suficiente para caucionar que la potencia solicitada por éstos sea usada por el tiempo
adecuado117. Se destaca que la garantía es para caucionar el uso de la potencia solicitada
por el tiempo adecuado. En la legislación anterior, la garantía era para caucionar la
rentabilidad, ya que se exigía respecto de un mínimo de consumo en relación al monto de
la inversión, que era del 50% del valor de la instalación durante los tres primeros años
116 Artículo 73 inc.2º del DFL Nº1/82. 117 Artículo 75 inc.1º in fine del DFL Nº1/82.
174
(art. 124 del DFL Nº4 de 1959). El monto, la forma y plazo de la garantía se rigen por las
normas que establece el art. 137 del reglamento eléctrico, que establece que todos estos
aspectos se determinan por acuerdo entre las partes, debiendo cumplir la empresa con los
siguientes requisitos:
a) La garantía para caucionar el uso de la potencia solicitada se establece conforme a
los requerimientos del usuario, a las capacidades disponibles en los sistemas de
generación, transporte y distribución, a las ampliaciones de capacidad de dichos
sistemas y al tiempo de utilización de la potencia por parte del usuario.
b) La garantía debe permanecer en poder de la empresa hasta que proceda hacerla
efectiva o restituirla.
c) A requerimiento del usuario, la empresa puede aceptar la reducción de la garantía
o su reemplazo por otra, según convengan, en proporción al grado de
cumplimiento de las obligaciones asumidas por el cliente al otorgarla.
3.6.4.- Calidad de servicio y calidad de suministro:
3.6.4.1.- Estándares mínimos de calidad de servicio y suministro:
La calidad de servicio y de suministro eléctrico son conceptos que contienen diferentes
elementos, tales como tensión o voltaje, corriente, frecuencia, continuidad, seguridad, etc.
Cada uno de estos elementos está condicionado por factores técnicos, económicos,
ambientales y geográficos. La falta de uniformidad de los factores conlleva una dificultad
para determinar estándares de calidad mínima tanto a nivel nacional como internacional,
ya que se puede valorar de forma diferente el servicio o tener costos diferentes para una
175
misma calidad de servicio. Por esta razón, es la ley la que establece cuáles son los
estándares de calidad mínimos de servicio y suministro eléctrico. Se sostiene que al fijar
la calidad del servicio como elemento del sistema regulatorio de tarifas, se incentiva a la
empresa a explotar la relación positiva precio-calidad, lo que trae aparejado, por regla
general, un aumento de la calidad118. Por el contrario, los sistemas de regulación de
tarifas que no internalizan apropiadamente la calidad del servicio ofrecido, producen un
efecto perverso en las empresas: las incentiva a reducir los costos, bajando la calidad del
servicio, con el objeto de incrementar sus utilidades. La calidad del servicio y suministro
en nuestra normativa se encuentra definida en el artículo 79 de la ley eléctrica y regulada
en el Título VI del Reglamento, artículos 221 a 250.
El artículo 79 establece que “la calidad de suministro de las empresas distribuidoras de
servicio público que operen en sistemas cuyo tamaño es superior a 1.500 kW en
capacidad instalada de generación, en cuanto a tensión, frecuencia, disponibilidad y otros,
corresponderá a estándares normales con límites máximos de variación que serán los que
determinen los reglamentos. En los sistemas cuyo tamaño es inferior o igual a 1.500 kW
en capacidad instalada de generación, la calidad de suministro será establecida de común
acuerdo entre el concesionario y la Municipalidad respectiva. Los usuarios no podrán
exigir calidades especiales de servicio por sobre los estándares que se establezcan a los
precios fijados, siendo de la exclusiva responsabilidad de aquéllos que lo requieran el
adoptar las medidas necesarias para lograrlas.” El art. 222 del Reglamento define la
118 Este tema se encuentra tratado en forma extensa en Rainieri/Rudnick: Analysis of Service Quality Standards for Distribution Firms, en “Regulation and Competition: The Electric Industry in Chile”, Ilades/Georgetown, editorial Andros Productora Gráfica, 1997.
176
calidad de servicio como “el conjunto de propiedades y estándares normales que,
conforme a la ley y el reglamento, son inherentes a la actividad de distribución de
electricidad concesionada, y constituyen las condiciones bajo las cuales dicha actividad
debe desarrollarse”.
Entre los parámetros que incluye la calidad de servicio se encuentran las normas y
condiciones que establezcan los decretos de concesión, la seguridad de las instalaciones y
de su operación, el mantenimiento de las mismas, la satisfacción oportuna de las
solicitudes de servicio, la correcta medición y facturación de los servicios prestados, el
cumplimiento de los plazos de reposición de suministro, la oportuna atención y
corrección de situaciones de emergencia y la utilización de adecuados sistemas de
atención e información a los usuarios y clientes.
El art. 223 define la calidad de suministro como “el conjunto de parámetros físicos y
técnicos que, conforme a este reglamento y las normas técnicas pertinentes, debe cumplir
el producto electricidad. Dichos parámetros son, entre otros, tensión, frecuencia y
disponibilidad”. La misma ley establece sistemas de control para verificar la calidad del
suministro eléctrico. Los programas de control están a cargo de la SEC y se realizan
separadamente en los sistemas de generación, transporte, distribución, y en los propios
del consumidor final. El mecanismo regulatorio de tarifas contempla la calidad del
servicio en el artículo 273 del reglamento, en relación a los precios de nudo, y en el
artículo 296, en relación a los valores agregados por concepto de distribución.
177
3.6.4.2.- Responsabilidad de los concesionarios:
El reglamento señala que los “concesionarios de servicio público de distribución son
responsables del cumplimiento de los estándares y normas de calidad de servicio que
establezcan la ley o reglamento” y “que todo el que proporcione suministro eléctrico,
tanto en generación, transporte o distribución, sea concesionario o no, será responsable de
los estándares de calidad de suministro que establecen este reglamento y las normas
técnicas pertinentes”119. En consecuencia, la responsabilidad por la calidad de servicio
compete a cada concesionario. En cambio, la responsabilidad por la calidad de
suministro, frente a sus clientes o usuarios, compete a cada propietario de instalaciones
que sean utilizadas para la generación, el transporte o la distribución de electricidad,
siempre que operen en sincronismo con un sistema eléctrico. En caso que la calidad del
servicio de una empresa sea reiteradamente deficiente, la Superintendencia se encuentra
facultada para aplicar multas u otras medidas, siempre y cuando la falla no sea imputable
a la empresa y la Superintendencia declare que haya existido caso fortuito o fuerza
mayor120.
Tratándose de suministros sometidos a fijación de tarifas, la CNE debe incluir, al calcular
los precios de nudo y los valores agregados de distribución, los costos de inversión y de
operación de instalaciones suficientes para cumplir con la calidad de suministro exigida
en el reglamento y normas técnicas pertinentes. Por esta razón, el mismo reglamento
señala que no podrán alegarse como condiciones de fuerza mayor o caso fortuito, todas
119 Artículo 221 del reglamento. 120 Artículo 224 del reglamento.
178
aquellas circunstancias de operación que fueron previstas para el cálculo de los precios.
En materia de hidrología, la ley expresa que no serán consideradas fuerza mayor,
condiciones hidrológicas iguales o más húmedas a las del año más seco considerado al
calcular precios de nudo. Hasta 1998, la sequía más grave registrada era la de 1968. Sin
embargo, ésta fue superada por la del año 1998-1999, por lo que, según lo expresado por
la propia ley, ésta sí constituyó un caso de fuerza mayor121. Según dijimos, en el caso que
la calidad del suministro sea inferior a la exigida, la Superintendencia debe aplicar las
sanciones correspondientes. La Superintendencia puede incluso recomendar la toma de
medidas necesarias para asegurar provisionalmente el servicio, a expensas del
concesionario. Este tipo de medidas son las que corresponde tomar cuando la
explotación de un servicio público de distribución fuera en extremo deficiente, a causa de
su mala calidad u otras circunstancias que hicieren inaprovechables los servicios,
pudiendo el Presidente de la República declarar la caducidad de la concesión en el caso
de que no se garantice la continuidad del servicio dentro de los tres meses posteriores
contados desde la organización del servicio provisional122.
121 Debemos recordar que en plena crisis energética del año 1999, el Gobierno envió con suma urgencia un proyecto al Congreso para elevar el monto de las multas que la SEC podía aplicar a las empresas eléctricas y que además, modificaba el artículo 99 bis con el objeto de tratar de obligar a las generadoras a pagar a los usuarios compensaciones por los racionamientos sufridos. Es decir, trató de aplicar con efecto retroactivo la ley que se venía dictando. En sesión del Senado del día 12 de mayo de 1999, la H. Senadora Matthei expuso que “hoy día, nos guste o no nos guste, rige una ley que declara que una sequía peor a la del 68 es fuerza mayor”. Señaló que estaría de acuerdo con aprobar una norma que dictamine que en el futuro, una sequía, por sí sola, no sea causa de fuerza mayor, teniendo en cuenta que obviamente, esto requeriría mayores inversiones, cambio de contrato y, posiblemente, alza de tarifas. El problema, según ella, era que el Gobierno pretendía hacer pagar a las compañías compensaciones en base a que el proyecto que se discutía, una vez aprobado como ley, establecía que la sequía por sí sola no sería fuerza mayor, olvidándose que esta situación se había producido bajo el amparo de otra ley que señalaba que ésta sí constituía fuerza mayor si era peor a la del año 68. Señaló además, que por esta razón, las empresas acudirían a la Justicia para defenderse, que es, de hecho, lo que sucedió. 122 Artículos 86, 88 y 89 del DFL Nº1/82.
179
3.6.4.3.- Obligaciones del concesionario relacionadas con la calidad del servicio:
La ley establece la obligación del concesionario de mantener las instalaciones en buen
estado y en condiciones de evitar peligros para las personas o cosas, de acuerdo a las
disposiciones reglamentarias correspondientes123. Además, obliga a los concesionarios
que hicieren cambios en sus sistemas de suministros por su propia iniciativa, a adaptar los
motores y aparatos de sus consumidores a las nuevas condiciones o a compensarlos124.
Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deben además llevar un
índice representativo de la continuidad de servicio a sus clientes. Este índice incluye, para
cada período de doce meses, al menos los parámetros de frecuencia media de interrupción
y su desviación estándar, duración media de la interrupción y su desviación estándar y el
tiempo total de interrupción.
3.6.4.4.- Encuestas relativas a la calidad e índices de continuidad del servicio:
Por otra parte, las empresas deben efectuar a su costa, una vez al año, una encuesta
representativa a clientes de su concesión, para que éstos califiquen la calidad del servicio
recibido. La encuesta debe ser especificada por la Superintendencia, debe referirse a
aspectos de calidad de servicio que se indican en el reglamento y a cualquier otro que
señale la Superintendencia. Además, la encuesta debe ser efectuada por empresas
especializadas, debidamente inscritas en un registro de la SEC. Los resultados de la
123 Artículo 82 del DFL Nº1/82. 124 Artículo 85 del DFL Nº1/82.
180
encuesta deben comunicarse directamente a la Superintendencia y a la empresa
concesionaria. Cabe destacar que en base a estas encuestas, los reclamos directos de
clientes presentados a la SEC (los que se pueden presentar por situaciones de operación
anormal o insegura, en forma personal o por cualquier medio, incluyendo teléfono, fax u
otros) y del índice de continuidad, la Superintendencia elabora un ordenamiento de todas
las empresas concesionarias de servicio público de distribución, atendiendo a la calidad
de servicio entregado. Esta clasificación es pública.
3.6.4.5.- Sanciones correspondientes a la mala calidad del servicio:
El Presidente de la República puede declarar caducada una concesión de servicio público
de distribución si la calidad del servicio suministrado no corresponde a las exigencias
preestablecidas en la ley o en sus reglamentos, o en las condiciones establecidas en los
decretos de concesión125.
3.6.4.6.- Excepciones a la obligación de calidad del servicio:
Tal como se dijo, las disposiciones sobre calidad y continuidad del servicio o suministro
no se aplican en los casos de racionamiento, ni en aquellos en que las fallas no sean
imputables a la empresa suministradora del servicio y la Superintendencia declare que ha
existido caso fortuito o fuerza mayor126. Además, no se aplican a sistemas con capacidad
instalada de generación igual o inferior a 1.500 kW en capacidad instalada de generación,
125 Artículo 40 letra a) del DFL Nº1/82. 126 Artículo 83 del DFL Nº1/82 y 234 del reglamento.
181
ya que en estos casos, la calidad de suministro se establece de común acuerdo entre el
concesionario y la Municipalidad respectiva, ni en sistemas eléctricos pertenecientes a
usuarios finales, en aquella parte que no constituyan concesión o no utilicen bienes
nacionales de uso público, debiendo éstos adoptar las medidas necesarias para no afectar
los sistemas aguas arriba, ya que de lo contrario, la Superintendencia puede ordenar a los
propietarios o usuarios de los mismos adecuar sus instalaciones o disponer su
desconexión.
3.6.5.- Obligación de interconexión:
Los concesionarios de cualquier naturaleza están obligados a llevar a cabo la
interconexión de sus instalaciones cuando con informe de la Comisión (CNE) se
determine mediante decreto supremo del Ministerio de Economía127. La ley entiende que
la operación de las instalaciones eléctricas de los concesionarios que operan
interconectados entre sí, deben coordinarse con los siguientes objetivos:
a) Preservar la seguridad del sistema eléctrico;
b) Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del
sistema eléctrico, y
c) Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión
establecidos mediante concesión.
127 Artículo 81 del DFL Nº1/82.
182
La interconexión de las instalaciones de dos concesionarios debe efectuarse con el
acuerdo de ambos y en conformidad a las normas y reglamentos que proponga la
Comisión. Faltando el acuerdo entre los concesionarios, la comisión debe escucharlos y
entregar una recomendación al Ministerio para que resuelva. Estas normas rigen respecto
de las centrales y sistemas de transmisión que no son concesionarias, pero que operen en
sincronismo con un sistema eléctrico128. La operación de las centrales generadoras y
líneas de transporte que funcionen interconectadas entre sí, formando un sistema eléctrico
con capacidad instalada de generación superior a 100.000 kilowatts, debe coordinarse a
través de un CDEC129. El punto de conexión entre las instalaciones de las empresas
concesionarias y el consumidor constituye legalmente un empalme.
3.6.6.- Obligación de construir los empalmes y responsabilidad de mantenerlos en
buen estado:
Los empalmes deben ser construidos por los concesionarios. No obstante, ellos pueden
ser construidos por los clientes de acuerdo a las normas que fije la Superintendencia o el
Ministerio, según corresponda. En todo caso, la conexión del empalme a la red del
concesionario sólo puede ser efectuada por éste130. La responsabilidad de mantener en
buen estado los empalmes corresponde a los concesionarios. Con este objeto, ellos tienen
siempre el derecho a inspeccionar los empalmes y a intervenirlos en caso de comprobar
128 El artículo 166 inc.2º entiende que una generadora interconectada opera en sincronismo con un sistema, si en condiciones normales de operación produce electricidad a una frecuencia igual a la del sistema, o si se sincroniza a éste a través de un convertidor de frecuencia. 129 Artículo 167 del Reglamento 130 Artículo 112 del Reglamento
183
peligro para las personas o cosas, salvo el caso en que exista reclamo pendiente ante la
Superintendencia respecto de tales equipos: en este caso se procede según las normas
técnicas o instrucciones que señale dicho organismo. Todo arreglo o modificación de
empalme que se haga a iniciativa del concesionario y toda acción ejecutada en
cumplimiento de esta obligación, son de cargo exclusivo de éste131.
131 Artículo 107 y 108 del Reglamento.
184
CAPITULO IV
SISTEMA DE PRECIOS EN EL DFL N° 1, DE 1982
4.1.- Introducción:
La mayoría de las estructuras del mercado del mundo real se hallan en algún punto de la
línea que une los dos extremos de la competencia perfecta y el monopolio natural. En un
mercado perfecto, los precios de equilibrio que se generan automáticamente permiten
ajustar adecuadamente la oferta y la demanda de cualquier bien o servicio en una
sociedad. El precio da la señal de escasez a los consumidores, indicándoles cuánto deben
pagar por consumir un bien o servicio y, a su vez, le da la señal a los productores acerca
de cuánto pueden obtener de la venta de un determinado bien o servicio. Al otro extremo,
encontramos los monopolios, que a diferencia de la competencia perfecta, no son
eficientes. Esta ineficiencia puede observarse desde el punto de vista tecnológico, a través
de un despilfarro de recursos, desde el punto de vista dinámico, afectando la
investigación y desarrollo de la industria, y desde el punto de vista asignativo, a través de
una renta para el monopolista superior a la que se tendría en competencia perfecta y una
producción insuficiente para la sociedad132. Las fuentes de los monopolios son diversas:
su origen puede basarse en el control de un factor productivo o de una técnica, en una
norma legal, en el resultado de fusiones y en la existencia de monopolios naturales. En
general, podemos decir que existen monopolios naturales cuando la manera más eficiente
132 Wonnacot, Paul/Wonnacott Ronald: “Economía”, Cuarta Edición, McGraw-Hill/Interamericana de España, S.A., 1992, Capítulo 26: “Monopolio”, págs. 564 y siguientes.
185
de producir en una industria es a través de una sola firma. Este fenómeno estará
relacionado con la existencia de economías de escala o de alcance, según se trate de un
monopolio respecto de un bien o servicio homogéneo y determinado o bien, de un
monopolio multiproducto.
Las economías de escala son aquellas en que los costos medios disminuyen en todos los
niveles de producción, de manera que una sola empresa puede producir el producto total
de la industria a un costo más bajo de lo que podrían hacerlo dos o más empresas133. Es
decir, el monopolio natural surge cuando el costo medio de una empresa disminuye a lo
largo de un intervalo tan amplio de producción, que una sola empresa puede producir la
cantidad total que se vende a un coste medio menor de lo que podrían hacerlo dos o más
empresas. Esto se da por ejemplo, en el caso de industrias que observan elevados costos
fijos. Sería el caso del servicio de telefonía local, en que el costo de llevar los cables por
todas las casas y unirlos en una central telefónica es suficientemente grande para que no
compense tener más de una empresa que suministre dicho servicio. También sería el caso
de los servicios eléctricos, de agua y gas, en que los costos fijos de instalación de las
líneas eléctricas y de tubería para los casos del agua y del gas, son muy elevados con
respecto a los costos variables. Las economías de alcance en cambio existen cuando es
más eficiente que sea una sola empresa la que produzca una serie de bienes, porque ya
posee todos los conocimientos y la maquinaria especializados para fabricarlos. Por
133 El costo medio o costo total medio equivale al costo total dividido por el número de unidades producidas, ver glosario de op.cit.pp.132.
186
ejemplo, una empresa que fabrica automóviles y camiones tiene una ventaja de costos en
la fabricación de autobuses y tanques134.
Si se divide el monopolio en un cierto número de pequeñas empresas, aumentarían los
costos, porque se perderían los beneficios que presenta una economía de escala. En este
caso, todo el mundo perdería. Por una parte, el monopolio perdería su beneficio
monopolístico y también los consumidores se verían perjudicados, por que se elevarían
los costos medios. Por tanto romper un monopolio natural no es una buena solución. La
solución que se dio en el pasado fue el de entregar la operación de los monopolios
naturales a gigantescas empresas estatales y regularles el precio y el servicio para evitar
rentas monopólicas y niveles de producción por debajo de los eficientes. Sin embargo, la
mayoría de estas empresas presentaron magros resultados económicos, de cobertura y
calidad de servicio. Hoy en día, la mayoría de estas empresas se traspasaron al sector
privado, pero con el objeto de forzarlas a actuar como una empresa perfectamente
competitiva, es indispensables que el gobierno fije el precio máximo que pueden cobrar,
precio que deberá fijarse en el punto en que se cruzan las curvas de costo marginal y de
demanda. De acuerdo a esto, el gobierno no ha fragmentado el monopolio natural, sino
que ha eliminado el poder de mercado del monopolio, es decir, el poder del monopolio
para fijar el precio.
Como ya hemos visto, en Chile, el sector energético se divide en tres subsectores que son
los de generación, transmisión y distribución. La Ley Eléctrica en general, incluido los
sistemas tarifarios para cada uno de los subsectores eléctricos, están construidos sobre la
134Ver pág. 682 de op.cit.pp. 21.
187
hipótesis de que existen condiciones potencialmente competitivas en generación y
condiciones de monopolio natural en determinados sectores de la transmisión y
distribución, como por ejemplo, en la distribución eléctrica a un gran número de clientes,
usando calles y caminos.
4.2.- Características generales del sistema de tarificación en el DFL Nº 1 de 1982:
La política de precios de electricidad vigente fue diseñada por la CNE y se encuentra
formalizada en el DFL Nº1 en 1982. Ella establece en forma clara y precisa los criterios
de tarificación, los organismos encargados de la regulación de precios y los
procedimientos y formalidades a seguir en la determinación de los mismos. En relación a
los precios, la legislación estableció como premisa básica que éstos representen los costos
reales de generación, transmisión y de distribución de electricidad asociados a una
operación eficiente, de modo de entregar las señales adecuadas tanto a las empresas como
a los consumidores, a objeto de obtener un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos.
Este sistema aplica principios económicos que promueven tanto la eficiencia como
nuevas inversiones en el sector, incentivando la entrada de nuevas empresas y una
creciente competencia entre las generadoras para proveer a las empresas distribuidoras y
clientes libres dentro del sistema.
La Ley establece distintos mecanismos para determinar las tarifas según se trate de
sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts o bien igual o inferior a 1.500
188
kilowatts135. Además, distingue según se trate de clientes libres o regulados, ya que sólo
los regulados están sujetos a tarifas fijadas por la autoridad. Los clientes libres no están
sujetos a tarifas máximas. En los sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts
de capacidad instalada de generación, la CNE regula los precios de venta de energía de
generadoras a empresas distribuidoras, por aquella parte que éstas efectúan ventas a
pequeños clientes. Estos precios, llamados precios de nudo, serán los máximos aplicables
a los suministros de electricidad desde instalaciones de generación-transporte a empresas
eléctricas que no dispongan de generación propia y en la proporción en que éstas últimas
efectúen a su vez, suministros sometidos a fijación de precios136.
En los sistemas eléctricos de tamaño igual o inferior a 1.500 kilowatts en capacidad
instalada de generación, se regulan los precios a todos los usuarios. Esto resulta obvio,
pues en un sistema de menos de 1.500 kW, no pueden haber usuarios de 2.000 kW. Por lo
tanto, todos los usuarios finales están con precio regulado. Los precios máximos para los
suministros se fijan entre el Alcalde de la Municipalidad en la cual se efectúen los
suministros y las empresas concesionarias de servicio público de distribución que
corresponda. En relación a los clientes libres y regulados, cabe decir que la Ley Eléctrica
recogió como criterio general la libertad de precios, estableciendo precios regulados sólo
para los usuarios de bajo consumo. La razón para regular las tarifas de venta de
electricidad a usuarios de bajo consumo es que estos consumidores se abastecen casi en
su totalidad a través de los sistemas de distribución, que tienen características de
135 Los sistemas de tamaño inferior a 1.500 kW corresponden a pequeños sistemas aislados ubicados en zonas de difícil acceso. Representan menos del 1/1000 del total país. 136 Artículo 90 número 3 y artículo 268 del Reglamento Nº 327/98. Así, si una distribuidora vende 20% de la energía que distribuye a grandes usuarios de precio libre, tiene derecho a comprar a precio regulado sólo el 80% de sus requerimientos.
189
monopolios naturales, cuyas tarifas por tanto es necesario regular. Por otro lado, la ley
busca proteger a un gran número de pequeños consumidores, con precios de baja
elasticidad, sin poder de negociación ni de autoabastecerse. En el SIC, alrededor del 40%
del consumo de energía corresponde a clientes libres y el 60% restante a usuarios
regulados. El DFL Nº1 considera usuarios de consumos eléctricos reducidos a aquellos
con una potencia instalada de demanda inferior a 2.000 kW. En los siguientes capítulos
nos abocaremos a los precios regulados en los sistemas de más de 1.500 kW de potencia
instalada de generación. Estos sistemas comprenden el SIC, el SING, el sistema Aysén y
el sistema Magallanes137.
4.3.- Fijación de precios en sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts
de capacidad instalada de generación.
4.3.1.- Suministros sujetos a fijación de precios
De acuerdo al artículo 90 del DFL, se encuentran sujetos a fijación de precios,
independientemente del tamaño del sistema, los siguientes suministros de energía
eléctrica:
1.- Los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000
kilowatts, ubicados en zonas de concesión de servicio público de distribución o que se
conecten mediante líneas de su propiedad o de terceros a las instalaciones de distribución
de la respectiva concesionaria.
137 Estos cuatro sistemas comprenden el 99,99% de la población chilena.
190
2.- Los suministros a usuarios finales de potencia conectada inferior o igual a 2.000
kilowatts, efectuados desde instalaciones de generación o transporte de una empresa
eléctrica.
3.- Los suministros que se efectúen a empresas eléctricas que no dispongan de generación
propia, en la proporción en que estas últimas efectúen a su vez suministros sometidos a
fijación de precios.
De acuerdo a la parte final de este artículo, los suministros a que se refieren los números
1 y 2 podrán ser contratados a precios libres, cuando el servicio sea por menos de doce
meses, cuando se trate de calidades especiales de servicio o bien, cuando el momento de
carga del cliente respecto de la subestación de distribución primaria sea superior a 20
megawatts/kilómetro. Según Sebastián Bernstein el momento de carga es el producto de
la distancia de la línea desde la subestación de distribución, y de la demanda. Un
momento de carga elevado, implica una condición en que conviene negociar el precio y
no regularlo138. Todos los demás suministros de energía eléctrica, es decir, los
suministros a usuarios con potencia conectada superior a 2.000 kW, son libres. Así lo
establece el artículo 91, al decir que “Los suministros de energía eléctrica no indicados en
el artículo 90 no estarán afectos a ninguna de las regulaciones que se establecen en este
Título”.
138 El autor agregó esta explicación a la memoria de título durante su corrección.
191
En relación al tipo de cliente final al que suministra el generador, se pueden distinguir
diferentes formas de comercialización, según se verá a continuación.
4.3.2.- Sistemas de comercialización según el cliente final:
Las generadoras comercializan la energía de tres formas distintas, dependiendo del
cliente final.
• La venta de energía a clientes finales de potencia conectada inferior o igual a 2.000
kW o a empresas distribuidoras de energía eléctrica, en la proporción en que estas
últimas efectúen a su vez suministros sometidos a fijación de precios, se transa a
precio de nudo.
• La venta de energía a los grandes clientes industriales, mineros, comerciales, no está
sujeta a regulación de tarifas, es decir, el precio es libre . Este, precisamente,
corresponde al caso de los clientes finales de más de 2.000 kW. El artículo 91, inciso
1º, establece que los suministros de energía eléctrica no indicados en el artículo 90,
que se refiere a los clientes regulados, no estarán afectos a precios de nudo.
• La venta de energía a otras generadoras mediante el CDEC o al mismo CDEC se
transa a costo marginal. Así, el artículo 91 inciso 2, señala que “Las transferencias de
energía entre empresas eléctricas, que posean medios de generación ..., serán
valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema eléctrico...”.
192
Como existen diferencias entre precios de nudo y precios libres y a su vez, entre precios
de nudo y costo marginal, las estrategias de venta de las generadoras pueden ir variando a
lo largo del año en función de los valores que vayan tomando los precios recién
mencionados.
4.3.3.- Composición de los precios regulados de la energía eléctrica:
En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kW en capacidad instalada de
generación, que como se ha dicho corresponde a aquellos en que vive el 99,99% de la
población, el precio regulado a nivel del consumidor final está compuesto por el precio
regulado a nivel de generación-transmisión, reflejado en el precio de nudo, más el valor
agregado de distribución (VAD).
Dada la separación existente entre las actividades de generación, transmisión y
distribución, lo normal habría sido fijar los precios de energía eléctrica a nivel de
consumidores por la suma de las tarifas de generación, transmisión y distribución. Sin
embargo, en Chile el precio de la energía eléctrica a nivel de consumidor final es igual a
la suma del precio de generación-transmisión y el precio de distribución. El precio de
transmisión está definido en forma implícita a través de recargos que se aplican a los
precios de energía y potencia aplicados en diferentes puntos del sistema (nudos) y peajes
cobrados directamente a las empresas generadoras. Por tanto, la existencia de precios
regulados para los usuarios de bajos consumos se traduce en la fijación periódica, por
parte de la autoridad, de dos precios:
193
• El precio de nudo, que corresponde al precio al que los generadores venden a las
empresas distribuidoras la electricidad necesaria para abastecer a los consumidores de
bajo consumo. Este precio lo determina cada 6 meses la CNE, en base a los costos
marginales de corto plazo del sistema, para los siguientes meses. No obstante ser
regulados, la ley establece, como se verá, que el precio que determine la CNE no
puede diferir en más de 10% del promedio de los precios libres. Se trata en
consecuencia, de una regulación “suave” que obliga a seguir la tendencia de
evolución natural de los precios del mercado libre.
• El valor agregado de distribución, que corresponde al valor que las empresas
distribuidoras cobran por efectuar el servicio de distribución de electricidad. Este
precio se calcula en base al costo medio de proveer el servicio, considerando una
distribuidora modelo eficiente.
De acuerdo al artículo 96 del DFL, los precios de suministros a usuarios de bajo consumo
resultan de la suma de los dos precios indicados (precio de nudo más el valor agregado de
distribución). Esta tarifa recibe el nombre de “precio a nivel de distribución”. En
consecuencia, si el suministro se efectúa a partir de las instalaciones de generación-
transporte de la empresa que efectúa la venta, se aplica el precio de nudo. Si el suministro
se efectúa a partir de las instalaciones de distribución de la empresa que efectúa la venta,
se aplica el precio a nivel de distribución139.
139 Esto último, se refiere al caso en que una distribuidora vende energía a otra distribuidora: la distribuidora que vende, le aplica su tarifa regulada en alta tensión, como si fuera un cliente regulado en alta tensión.
194
4.3.4.- Elementos o bienes asociados a la energía eléctrica: energía y potencia
Los precios de nudo y los VAD consideran separadamente un precio para la potencia y un
precio para la energía. Esto se debe a que el costo de producir cada uno de estos bienes es
diferente, así como también la utilidad que reporta para el consumidor final. La potencia
corresponde al flujo de electrones que pasan a través de un conductor (para un nivel de
voltaje determinado) durante una unidad de tiempo. Se le mide en watts (W), kilowatts
(kW), megawatts (MW), etc140. La energía corresponde a la cantidad total de electrones
que pasan por un conductor (para un nivel de voltaje determinado). Se le mide en watt-
hora (Wh), kilowatt-hora (KWh), megawatt-hora (MWh), gigawatt-hora (GWh), etc.
Según Bernstein141, se puede hacer un símil con el agua: la potencia sería equivalente al
concepto de un caudal (por ejemplo, litros por segundo) que cae de una cierta altura
(voltaje) y la energía al volumen total de agua (litros) que se dispone a esa misma altura
(voltaje). Un volumen determinado de agua (“energía”) puede entregarse mediante un
caudal elevado (“chorro”) durante poco tiempo – concepto de “potencia elevada”- o bien,
mediante un caudal bajo durante un tiempo largo – concepto de “potencia pequeña”. La
energía que se puede producir en un período de tiempo específico (por ejemplo un día)
será determinada por la existencia del recurso usado para su producción: carbón, reservas
de agua, etc. En cambio la potencia máxima de un determinado sistema eléctrico va a
140 Cabe señalar aquí, que 1 kW = 1.000 watts; 1 MW = 1.000 kW, etc. 141 El autor agregó esta explicación a la memoria de título durante su corrección.
195
depender de su capacidad de generación instalada, es decir, al tamaño del grupo
generador. Ambos bienes se encuentran relacionados, ya que la energía es el producto
que se obtiene de multiplicar la potencia por el tiempo en que se la está utilizando.
El costo de producir cada uno de estos bienes sin embargo, es diferente, así como
también la utilidad que reporta para el consumidor final. De esta forma, la energía y la
potencia son dos bienes distintos, tanto desde el punto de vista de la oferta como desde el
punto de vista de la demanda. Tal como se dijo más arriba, esta es la razón por la que se
determina separadamente tanto para los precios de nudo como para los VAD, un precio
para la potencia y otro para la energía.
4.3.5.- Tarifa de la energía a nivel generación – transmisión o precio de nudo:
Para los efectos de determinar el sistema tarifario del sector generación-transmisión, a
través de los llamados precios de nudo, la ley partió de la base de que en el sector
generación existen condiciones de competencia cuya promoción es fundamental
maximizar. Se consideró que este sector no sólo debía contar con un sistema tarifario
adecuado, basado fundamentalmente en precios libres para los usuarios con más de 2.000
kW de demanda de potencia y precios regulados para los usuarios con potencia conectada
igual o inferior a esta cifra, sino que además se consideró fundamental garantizar los
principios de:
196
§ Libre ingreso al mercado de generación eléctrica142.
§ Libre y expedito acceso de los generadores a las líneas y redes de transmisión y
distribución143.
Veremos más adelante, que los mecanismos de pago de los peajes e indemnizaciones por
el uso de estas instalaciones de transmisión y distribución pueden a veces requerir de
largas negociaciones entre las partes, afectando seriamente el sistema. Este constituye
uno de los aspectos más importantes que el Proyecto de los Senadores pretende
solucionar.
4.3.5.1.- Concepto de precio de nudo:
En términos generales, se puede definir el precio de nudo como los costos marginales de
satisfacer las demandas de potencia de punta (kWh) y energía (kW) en cada uno de
los puntos o nudos de entrega a las redes de distribución. Estos corresponden a las
tarifas máximas a las cuales todo generador puede vender energía y potencia a las
empresas distribuidoras, para que éstas a su vez efectúen el suministro de electricidad a
142 Según ya se vio, desde la creación de la CNE en 1978, la planificación de los grandes proyectos de generación quedó radicada en esta institución. Esta planificación fue imperativa para las empresas estatales hasta 1989, fecha en que terminó el proceso de privatización del sector eléctrico. Con posterioridad a esta fecha, la planificación de la CNE es sólo de carácter indicativa, no mandatoria. En consecuencia, la CNE no puede obligar a una empresa eléctrica a entrar a prestar sus servicios, no le puede imponer una determinada capacidad de generación ni obligarla a permanecer activa dentro de determinados períodos de tiempo. En concordancia con esto, el artículo 3 letra a) señala que no necesitan concesión las centrales productoras de energía eléctrica que no sean hidráulicas, y el artículo 4 inciso final del DFL N 1 establece la facultad de las centrales hidráulicas de generación eléctrica de establecerse sin solicitar concesión. 143 Este tema se analizó anteriormente a propósito de las servidumbres de paso de energía eléctrica.
197
sus clientes regulados. Los costos marginales se calculan para el sistema eléctrico de
generación-transmisión optimizado en su desarrollo y operación.
4.3.5.2.- Importancia de tarificar los precios de nudo de acuerdo a los costos
marginales
En primer lugar, debemos señalar que el costo marginal es el costo incurrido por el
sistema eléctrico para satisfacer una unidad adicional de consumo. Reflejar el costo
marginal en la tarifa, hace que los usuarios consuman esa unidad adicional sólo en la
medida que el beneficio que de ello se obtenga supere o iguale dicho costo. Si la tarifa
fuese inferior al costo marginal, los usuarios incrementarían sus consumos a niveles en
que el beneficio obtenido por cada kWh sería inferior al costo de producirlo. Por el
contrario, una tarifa superior al costo marginal haría que se dejasen de consumir unidades
de energía cuyo costo de producción es inferior al beneficio de consumirlas.
Con este criterio de tarificación se logra, por tanto, una mayor eficiencia económica ya
que es considerada la condición necesaria para lograr una óptima asignación de recursos
de una sociedad en un momento dado.
198
Dentro de los costos marginales, se pueden adoptar los costos marginales de corto plazo y
los costos marginales de largo plazo144. Específicamente, a nivel generación-transmisión,
el criterio de tarificación es a costo marginal de corto plazo. Sin embargo, con el objeto
de evitar fluctuaciones que afecten la estabilidad de la señal tarifaria a los clientes finales,
fue necesario incluir un promedio de los costos marginales de corto plazo esperados para
un determinado período de tiempo de hasta 48 meses145. Esto se verá con más detalle
cuando analicemos los precios básicos de la energía y potencia.
4.3.5.3.- Concepto legal de los precios de nudo:
El artículo 96 N° 1 del DFL establece que los precios a nivel de generación-transporte se
denominan precios de nudo y se definen para todas las subestaciones de generación-
144 El corto plazo es el período de tiempo en el que uno o más factores productivos permanecen invariables. Este plazo no se define como un número concreto de semanas, meses o años, sino que corresponde al período de tiempo en el cual las instalaciones, equipos u otros factores permanecen fijos, sin importar lo que dure ese período. En algunos sectores el corto plazo puede durar varios año. Por ejemplo, se tarda una década o más en diseñar o construir una gran central eléctrica. En otros sectores, el corto plazo es sólo un asunto de días. El largo plazo, en cambio, es el período de tiempo en que la empresa es capaz de variar las cantidades de todos los factores incluidos el capital y la tierra. A largo plazo, no hay costos fijos ya que todos los costos pueden variar. La empresa no sólo tiene que decidir qué cantidad de trabajo usará, sino también la cantidad de planta y equipo, Ver op.cit.pp. 132, Capítulo 23: “Los costes de producción”, págs. 494 y 502. 145 Uno de los puntos más importantes que debe determinar el regulador al fijar los criterios de tarificación, es si va a tarificar a costo marginal (o medio) de corto o largo plazo. Por ejemplo, si bien la aplicación de la tarificación de corto plazo permite utilizar mejor las sobrecapacidades que pudiesen existir en el corto plazo, ésta permitiría a un monopolio natural avanzar hacia un equilibrio monopólico, subdimensionando deliberadamente su inversión para hacer que sus costos marginales de corto plazo se acerquen a la tarifa monopólica. Para evitar este comportamiento, el regulador se vería obligado a controlar el plan de inversiones de la empresa. Esta situación no podría darse si la tarificación contempla los costos marginales de largo plazo. También es importante considerar que la tarificación a largo plazo permite dar a los consumidores una señal más estable en el tiempo, a diferencia de la basada en el corto plazo, que puede dar lugar a bruscas fluctuaciones de precios. El equilibrio ideal no es fácil de conseguir. Este tema se encuentra extensamente tratado en Haindl Rondanelli, Erik:“Analysis of regulation and price-setting of the electric sector in Chile”, en “Regulation and Competition: The Electric Industry in Chile”, Ilades/Georgetown, editorial Andros Productora Gráfica, 1997.
199
transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Establece además que éstos tienen
dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta.
El artículo 97 señala que los “precios de nudo deberán reflejar un promedio en el tiempo
de los costos marginales de suministro a nivel generación-transporte para usuarios
permanentes de muy bajo riesgo”146 y que por su naturaleza, “estos precios estarán
sujetos a fluctuaciones que derivan de situaciones coyunturales como variaciones en la
hidrología, en la demanda, en los precios de combustibles y otros”.
4.3.5.4.- Componentes de los precios de nudo: el precio de nudo de la energía y el
precio de nudo de la potencia.
En conformidad al artículo 96 N° 1 y 271 inciso 2 del Reglamento, la estructura de los
precios de nudo tendrá dos componentes:
• precio de nudo de la energía
• precio de nudo de la potencia de punta.
Ambos se calculan en cada nudo del sistema en que se efectúa el suministro a alguna
empresa distribuidora. Los precios en cada nudo se calculan a partir del “precio básico de
energía” y del “precio básico de potencia”, en la forma que se describe más adelante.
146 En conformidad al artículo 269 inciso 2º del Reglamento Nº 327/98, los usuarios permanentes son aquellos que durante a lo menos 12 meses consecutivos, tienen un sólo proveedor o bien, tienen varios proveedores pero cada uno con porcentajes constantes de participación en el suministro horario.
200
4.3.5.5.- El precio básico de la energía:
El precio básico de la energía se calcula en el nudo del sistema eléctrico en que se ubican
las centrales que son marginales la mayor parte del tiempo147. Se calcula como un
promedio ponderado de los costos marginales de corto plazo futuros esperados, incluida
la componente de racionamiento, para un horizonte comprendido entre 24 y 48 meses.
Los costos marginales se determinan mediante modelos matemáticos que optimizan la
gestión de las centrales termoeléctricas y embalses del sistema. Los valores obtenidos se
promedian con factores de ponderación correspondientes a las demandas actualizadas de
energía durante el mismo período.
Fue necesario incluir un promedio de los costos marginales de corto plazo esperados para
un determinado período de tiempo de hasta 48 meses, con el objeto de evitar
fluctuaciones que afecten la estabilidad de la señal tarifaria a los clientes finales. Como se
dijo, la operación óptima de las instalaciones existentes y proyectadas, se determina
utilizando un modelo de optimización basado en programación dinámica, el que es
adecuado para optimizar la gestión de las centrales térmicas y del embalse interanual que
posee el Sistema Interconectado Central148. En el SIC, los precios se calculan en la
147 El artículo 274 del Reglamento señala que para seleccionar a la o las subestaciones en que se calcula el costo marginal esperado del sistema, en la determinación del precio básico se deberán considerar, para todo el período de estudio del Plan de Obras, es decir, diez años, los siguientes elementos: a.- la localización de las centrales que operen marginalmente, b.- los tramos de intercambio, definidos como son aquellas partes del sistema de transmisión que presentan flujos esperados de energía con intensidad y duración relevantes en ambos sentidos, c.- las barras netas de consumo, entendiendo por tales, aquellas en las cuales en condiciones típicas de operación, la demanda supera la oferta local en dicha barra, y d.- la demanda involucrada en la zona donde se ubica la subestación, en relación a la demanda total del sistema. 148 Ver Bernstein, op.cit.pp. 4, pág. 189.
201
subestación Alto Jahuel y en el SING, en la subestación Crucero. A partir del precio
básico de la energía, se calcula el precio de nudo de energía en cada nudo, multiplicando
dicho precio básico por un factor que refleja las pérdidas marginales de energía entre el
nudo en cuestión y el nudo básico.
4.3.5.6.- El precio básico de la potencia:
El precio básico de la potencia a nivel generación se determina a partir de la inversión
adicional (marginal) requerida para suministrar 1 kW en las horas de demanda máxima
del sistema. Se optó por este concepto, que corresponde a un costo marginal de largo
plazo, por cuanto el uso del concepto de costo marginal de corto plazo debería basarse en
probabilidades de falla de corto plazo, lo que daría resultados muy inestables. Cabe
señalar que la demanda por 1 kW adicional de potencia en un momento fuera de peak, no
tiene costo. Por el contrario, la demanda de 1 kW de potencia adicional en horas-peak
(demanda de potencia de punta), obliga a instalar una capacidad adicional de 1 kW en el
sistema con el fin de abastecer el requerimiento de potencia. La potencia marginal
durante el peak es provista usualmente mediante una turbina de gas operando con
petróleo diesel, equipo que es usado de referencia por considerarse como el más
económico para suministrar potencia en las horas de demanda máxima. Por esto, para
establecer el precio de la potencia de punta se utiliza como referencia el costo unitario de
instalación de turbinas a gas operando con petróleo diesel. El precio básico de la potencia
se aplica en el nudo del sistema en que resulta más económico instalar potencia. Este
nudo difiere normalmente del nudo básico de energía. A partir del precio básico de la
potencia, se calcula el precio de nudo de potencia en cada nudo multiplicando dicho
202
precio básico por un factor que refleja las pérdidas marginales de potencia (a las horas de
punta) entre el nudo en cuestión y el nudo básico de potencia.
Procedimiento para calcular el precio básico de la potencia de punta:
Corresponde a la Comisión determinar el precio básico de la potencia en una o más
subestaciones, para lo cual debe:
A.- determinar el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia
adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.
B.- calcular el margen de reserva teórico (MRT) del sistema eléctrico. El precio básico de
la potencia será igual al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del
sistema eléctrico en la o las subestaciones seleccionadas, incrementado en un porcentaje
igual al margen de reserva de potencia teórico del sistema eléctrico.
4.3.5.7.- Calidad del servicio considerada en los precios de nudo:
El artículo 273 del Reglamento establece que el cálculo de precios de nudo debe
considerar la calidad de servicio exigida por el reglamento y las normas técnicas vigentes
y el costo de falla, tanto a nivel de generación como a nivel de transporte. Para estos
efectos, la calidad de servicio a nivel de generación se considerará a través de la
componente de racionamiento, entendiendo por costo de racionamiento, el costo por
kilowatthora incurrido, en promedio, por los usuarios, al no disponer de energía, y tener
que generarla con generadores de emergencia, si así conviniera. A nivel de transporte, la
calidad de servicio se considerará a través del cálculo de los factores de penalización, y
203
será exigible por los usuarios que efectúen compras a precio de nudo. Según veremos
cuando analicemos el artículo 99 del DFL, que establece la forma de calcular los precios
de nudo, la componente de racionamiento y los factores de penalización están incluidos
en la fijación de los precios de nudo.
4.3.5.8.- Procedimiento para calcular los precios de nudo:
El procedimiento para fijar los precios de nudo está determinado en el artículo 99 del
DFL N 1. En forma complementaria, el procedimiento se encuentra regulado en el
artículo 272 y siguientes del Reglamento. El artículo 99 contiene siete puntos, que
establecen las etapas dentro del procedimiento para calcular los precios de nudo. Estas
etapas son:
1.- Determinación del programa de obras de generación y transmisión que minimiza el
costo total actualizado de abastecimiento, el cual corresponde a la suma de los costos
esperados actualizados de inversión, operación y racionamientos durante el período de
estudio.
Los elementos para determinar el programa de obras de generación y transmisión son:
• La demanda de potencia de punta y energía del sistema eléctrico para los siguientes
diez años, y
• Las instalaciones existentes y en construcción. Para estos efectos, la ley entiende que
están en construcción aquellas obras que han obtenido el respectivo permiso de
204
construcción o bien, respecto de las que se ha dado orden de proceder para la
fabricación y/o instalación del equipamiento electromagnético para la generación o
producción de electricidad.
2.- Con el Plan de Obras, la demanda de energía, los stocks de agua en los embalses, los
costos de operación de las instalaciones, los costos de racionamiento y una tasa de
descuento de 10% real anual, se determina la operación del sistema eléctrico que
minimiza la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento, durante el
período de estudio. Los elementos para determinar la operación del sistema eléctrico por
tanto son:
• El programa de obras señalado en el punto anterior;
• La demanda de energía para efectos de determinar el precio básico de la energía;
• Los stocks de agua en los embalses;
• Los costos de operación de las instalaciones;
• Los costos de racionamiento;
• La tasa de actualización utilizada en los cálculos, la cual será igual al 10% real anual
(según artículo 100 letra d).
La demanda de energía:
Para determinar la demanda de energía se deben calcular los costos marginales de energía
del sistema, incluida la componente de racionamiento en los primeros meses de
205
operación, con un mínimo de 24 y máximo de 48 meses. Los valores obtenidos se
promedian con factores de ponderación correspondientes a las demandas actualizadas de
energía durante ese período. El valor que de esta forma se obtiene recibe el nombre de
“precio básico de la energía”.
Procedimiento para determinar el precio básico de la energía:
De acuerdo al artículo 275 del Reglamento, la fórmula para determinar el precio básico
de la energía es:
En que
• n corresponde a períodos de igual duración, que totalizan entre 24 y 48 meses;
• T es la tasa equivalente para cada período, de igual duración, a un costo de capital
anual de 10% real anual;
• CMGi es el costo marginal esperado de la energía en las subestaciones básicas de
energía en el período “i”;
• Di es la demanda total esperada en el período i.
El costo de racionamiento:
206
El costo de racionamiento corresponde a el costo por kilowatt/hora incurrido, en
promedio, por los usuarios al no disponer de energía, y tener que generarla con
generadores de emergencia, si así conviniera. Este costo de racionamiento se calcula
como valor único y será representativo de los déficit más frecuentes que pueden
presentarse en el sistema eléctrico. Por otra parte, este valor único será utilizado para los
efectos del cálculo del precio básico de la energía y constituirá el costo de racionamiento
a considerar en el caso de dictación del decreto de racionamiento a que se refiere el
artículo 99 bis de la Ley Eléctrica;
3.- Determinación del precio básico de la potencia de punta:
Según vimos más arriba, para determinar el precio básico de la potencia de punta, es
necesario primero determinar cuáles son el tipo de unidades generadoras más económicas
para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del
sistema eléctrico. Se calcula el costo marginal anual de incrementar la capacidad
instalada del sistema eléctrico con este tipo de unidades. Este valor se incrementa en un
procentaje igual al margen de reserva de potencia teórico del sistema eléctrico. El valor
obtenido a través de este procedimiento recibe el nombre de “precio básico de la potencia
de punta”.
Procedimiento para calcular el precio básico de la potencia de punta:
Corresponde a la Comisión determinar el precio básico de la potencia en una o más
subestaciones, para lo cual debe:
207
A.- Determinar el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar
potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.
B.- Calcular el margen de reserva teórico (MRT) del sistema eléctrico.
El precio básico de la potencia será igual al costo marginal anual de incrementar la
capacidad instalada del sistema eléctrico en la o las subestaciones seleccionadas,
incrementado en un porcentaje igual al margen de reserva de potencia teórico del sistema
eléctrico.
4.- Determinación del precio de nudo de la energía,
5.- Determinación del precio de nudo de la potencia de punta y,
6.- El cálculo de los factores de penalización de energía y de potencia de punta:
Una vez determinados los precios básicos de la energía y potencia en el centro de carga
del sistema, se procede a calcular los precios de nudo para cada una de las subestaciones
de generación-transporte desde las cuales se efectúa suministro. Para este cálculo se
emplean los llamados factores de penalización, que son factores de modulación
geográficos que dan cuenta de las pérdidas marginales de energía y potencia en las líneas
de tranmisión. Para estos efectos, la ley entiende que el sistema de transmisión está
operando con un nivel de carga tal que dicho sistema esté económicamente adaptado, que
es aquel que permite producir electricidad al menor costo149. Para determinar el precio de
nudo de la energía, se calcula un factor de penalización de energía para cada una de las
149 Artículo 281 del Reglamento N° 327/98.
208
subestaciones del sistema eléctrico que, multiplicado por el precio básico de la energía,
determina el precio de nudo de la energía en la subestación respectiva.
Para determinar el precio de nudo de la potencia de punta, es necesario calcular un factor
de penalización de la potencia de punta para cada una de las subestaciones del sistema
eléctrico que, multiplicado por el precio básico de la potencia de punta, determina el
precio de nudo de la potencia de punta en la subestación respectiva.
7.- Todos los costos que se utilicen en los respectivos cálculos deberán basarse en los
precios existentes en los meses de marzo o septiembre, según se trate de fijaciones de
precios de abril y octubre respectivamente, del mismo año.
4.3.5.9.- Informe de la CNE de los precios de nudos calculados a las empresas de
generación y transporte y del CDEC.
Dentro de los primeros quince días de marzo y septiembre de cada año, la Comisión debe
poner en conocimiento de las empresas de generación y transporte que efectúen ventas
sujetas a regulación de precios y de los CDEC del sistema eléctrico respectivo, un
informe técnico del cálculo efectuado para determinar los precios de nudo según el
procedimiento indicado anteriormente, y que explicite y justifique los siguientes puntos:
• La previsión de demanda de potencia y energía del sistema eléctrico.
• El programa de obras de generación y transmisión existentes y futuras.
209
• Los costos de combustibles, costos de racionamiento y otros costos variables de
operación pertinentes.
• La tasa de actualización utilizada en los cálculos, la cual será igual al 10% real anual.
• Los valores resultantes para los precios de nudo.
• La fórmula de indexación que se aplicará para las fijaciones provisorias establecidas
en el artículo 98 en relación al artículo 104. Estos artículos señalan que en el caso de
que el precio de la potencia de punta o de la energía, resultantes de aplicar las
fórmulas de indexación que se hayan determinado en la última fijación semestral de
tarifas, experimente una variación acumulada superior a diez por ciento, los precios se
deberán reajustar por la Comisión, en el plazo de quince días a contar desde el último
día del mes en que se registró dicha variación. Los precios de nudo que resulten de
aplicar esta fórmula de indexación, deberán ser calculados e informados por la
Comisión a las empresas de generación-transporte.
4.3.5.10.- Obligaciones de las empresas de generación y transmisión y del CDEC
frente al informe de la CNE:
Las empresas correspondientes y el CDEC deben señalar, antes del 31 de marzo y 30 de
septiembre, su conformidad o bien, las observaciones que hagan a este informe. Además,
deben enviar dentro de la misma fecha, tanto a la Comisión como a la
Superintendencia150, toda la información y documentación de respaldo de la potencia, la
energía, el punto de suministro correspondiente y el precio medio cobrado, desagregado
150 La comunicación a la Superintendencia debe hacerse con el objeto de que ésta pueda verificar el cumplimiento de las disposiciones legales pertinentes.
210
mensualmente, por las ventas a precio libre efectuadas durante los últimos seis meses, a
cada uno de sus consumidores no sometidos a fijación de precio. Específicamente, el
Reglamento151 señala que las empresas deben informar por las ventas efectuadas a los
siguientes clientes:
• Las empresas distribuidoras que dispongan de generación propia.
• Los clientes que se encuentren en cualquiera de las siguientes circunstancias:
• Cuando se trate de servicio por menos de doce meses.
• Cuando se trate de calidades especiales de servicio, entendiéndose por
tales, todas aquellas que superen cualquiera de los estándares máximos
señalados en el reglamento.
• Cuando el momento de carga del cliente respecto de la subestación de
distribución primaria sea superior a 20 Megawatts-kilómetro.
• Cuando su potencia conectada sea superior a 2.000 kW.
• Las empresas distribuidoras que no dispongan de generación propia, en la proporción
en que ellas efectúen suministros no sometidos a fijación de precios.
De acuerdo a lo estudiado más arriba, estos corresponden a los clientes que no están
sujetos a tarifas reguladas. La Comisión puede recabar esta información de todas las
empresas generadoras que operen en el respectivo sistema, pudiendo solicitar a la
Superintendencia, cuando sea necesario, que la requiera bajo apercibimiento. Las
empresas deben enviar toda esta información con el objeto que la Comisión pueda
comprobar si acaso los precios de nudo calculados para el período siguiente se encuentran
151 Artículo 283 del Reglamento.
211
dentro de la banda porcentual de los precios libres que exige la ley. Este tema lo veremos
en el punto siguiente
4.3.5.11.- Relación entre los precios de nudo y precios libres:
Con el objeto de dar un rol preponderante a los precios de mercado, los precios de nudo
deben sujetarse a una banda de más/menos 10% de los precios libres, es decir, los precios
regulados deben necesariamente seguir las señales del mercado. La ley supone que el
precio al que se abastecen de electricidad los grandes usuarios refleja fielmente las
condiciones de mercado, por lo que establece que los precios de nudo fijados por la
autoridad no pueden diferir en más del margen descrito respecto del promedio del precio
de la energía transada entre las empresas de generación y los clientes de tarifa no
regulada. En caso de que los precios de nudo calculados por la autoridad se encuentren
fuera de dicha banda, el DFL Nº1 señala que éstos deberán ser ajustados de modo de
llevarlos dentro de ella, ya sea al límite superior o inferior, según corresponda.
4.3.5.12.- Cálculo del “precio medio efectivo” y del “precio medio teórico” con el
objeto de efectuar el procedimiento de comparación entre los precios de nudo y los
precios libres:
Con los antecedentes recibidos, la Comisión debe calcular el precio medio efectivo y el
precio medio teórico. Estos precios servirán posteriormente para efectuar el
procedimiento de comparación entre los precios de nudo fijados por la Comisión y los
precios libres.
212
• El precio medio efectivo es el cuociente entre la suma de las facturaciones efectuadas
por todos los suministros de energía y potencia no sometidos a regulación de precios
y el total de la energía asociada a estos suministros, durante el período de seis meses
cuya vigencia termina en el mes anterior al de la fijación de los precios de nudo.
• El precio medio teórico es el cuociente entre la facturación teórica, que resulta de
valorar a precio de nudo todos los suministros de potencia y energía no sometidos a
regulación de precios, en sus respectivos puntos de suministro y nivel de tensión, y el
total de la energía asociada a estos suministros, en el mismo período que el del precio
medio efectivo. Si el precio medio teórico difiere en más de 10% (hacia arriba o hacia
abajo) del precio medio libre efectivo, las componentes de potencia y de energía de
todos los precios de nudo debe multiplicarse por un mismo coeficiente de modo que
alcancen el límite de la banda de 10%.
4.3.5.13.- Los precios de nudo y sus respectivas fórmulas de indexación:
Una vez que la Comisión ha calculado los precios de nudo, deberá expresarlos a través de
fórmulas de indexación que dependen de variables tales como el tipo de cambio, el precio
del petróleo y sus derivados, la desviación de la energía embalsada esperada, costos de
equipamiento, el índice de sueldos y salarios y el índice de precios al por mayor. Cuando
la variación de los indexadores contenidos en las fórmulas de indexación determinan una
variación en los precios de nudo superiores al 10% del valor vigente, éstos pueden
modificarse entre dos fijaciones sucesivas. En este caso, y de acuerdo al artículo 98 en
relación al artículo 104, los precios se deberán reajustar por la Comisión, en el plazo de
quince días a contar desde el último día del mes en que se registró dicha variación. Los
213
precios de nudo que resulten de aplicar esta fórmula de indexación, deberán ser
calculados e informados por la Comisión a las empresas de generación-transporte, los que
los aplicar a los suministros que corresponda, previa publicación de dichos valores con
quince días de anticipación, en un diario de circulación nacional. Esta es la razón por la
cual el primer informe de los precios de nudo dado a conocer por la Comisión a las
empresas de generación-transmisión y al CDEC, debe contener la fórmula de indexación
que se aplicará para las fijaciones provisorias establecidas en el artículo 98.
El cálculo semestral de los precios de nudo y sus respectivas fórmulas de indexación
corresponde a la CNE. Así, de acuerdo al artículo 102 del DFL, la CNE debe comunicar,
antes del 15 de abril y 15 de octubre de cada año, al Ministerio de Economía y empresas
eléctricas que corresponda, los precios de nudo y la fórmula de indexación del artículo
98, conjuntamente con un informe técnico que incluya:
• El informe de cálculo de los precios de nudo del art. 100;
• Las modificaciones posteriores que procedan cuando los precios de nudo no se
ajusten a la banda de +/- 10% los precios libres, y
• Las observaciones de las empresas.
4.3.5.14.- Fijación de las tarifas de nudo y fórmulas de indexación por parte del
Ministerio de Economía:
De acuerdo al artículo 103, corresponde al Ministerio de Economía dictar el decreto que
fije las tarifas de nudo y fórmulas de indexación. El decreto del Ministerio debe ser
publicado en el Diario Oficial a más tardar el 30 de abril y 31 de octubre de cada año.
214
En el caso de que se venza el período de vigencia de las tarifas de nudo y no se haya
publicado el decreto que fije las del período siguiente, se reajustan las anteriores según la
variación del IPC.
4.3.5.15.- Facultad del Presidente de la República de fijar precios máximos
diferentes a los calculados por la CNE:
De acuerdo al artículo 92 del DFL, los precios máximos son calculados por la CNE y
fijados mediante decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción,
expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”. Sin embargo, el
Presidente de la República puede fijar precios máximos diferentes a los calculados por la
CNE, por decreto supremo fundado, dictado a través del Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, suscrito además por el Ministerio de Hacienda, siempre que
la Ley de Presupuestos del Sector Público autorice la compensación del inciso 3º del
mismo artículo y considere los recursos presupuestarios pertinentes, a través de la
creación de un ítem especial en la Partida Tesoro Público.
En el caso de que la ley de presupuestos autorice la compensación, el Fisco debe
compensar mensualmente a los concesionarios afectados, en un monto equivalente a la
diferencia entre la facturación efectiva registrada y la que hubiera resultado en el
respectivo mes, de haberse publicado los precios calculados por la CNE. La
compensación debe efectuarla el Fisco dentro de 30 días contados desde la presentación
de los antecedentes por parte de los afectados al Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción. Según el inciso 4º del mismo artículo, en caso de que los concesionarios
215
no reciban dentro de un plazo de 60 días la compensación contemplada en el inciso 3º,
por el sólo ministerio de la ley, son aplicables con efecto retroactivo las tarifas
calculadas por la CNE. Cabe señalar que este precepto nunca ha sido aplicado.
4.3.5.16.- Facultad de las empresas eléctricas de generación y transporte que
suministren a clientes regulados, de exigir los precios de nudo como tarifas mínimas:
El artículo 93 del DFL, establece que las empresas eléctricas de generación y transporte,
sean o no concesionarias, que efectúan ventas sometidas a fijación de precios, tienen
derecho a que la tarifa fijada por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción
sea como mínima la que se obtiene según el procedimiento del art. 101 que determina los
precios de nudo definitivos. En el caso de que las empresas o concesionarios consideren
que las tarifas fijadas por el Ministerio causan perjuicio a sus legítimos derechos o
intereses, pueden recurrir ante la justicia ordinaria, reclamando la indemnización que
fuere procedente, conforme con las reglas generales.
4.3.5.17.- El precio de nudo no internaliza la totalidad de los costos de transmisión
de la energía:
Es importante destacar que el precio que reciben los generadores, precio de nudo, no
internaliza la totalidad del costo de transmisión de la energía. En efecto, los precios
de nudo difieren, de un nudo a otro, en las pérdidas marginales, que son el doble de las
pérdidas medias. Ello permite pagar una parte de las inversiones en transmisión
(alrededor de 25 – 30%). Este aspecto debería ser corregido en una eventual reforma de la
216
ley. No obstante, este problema no es grave a nivel del sistema troncal, que une a las
subestaciones principales del sistema, pues los generadores pagan el complemento a
través del denominado “peaje básico” o bien del “peaje adicional”. De esta forma, las
empresas de transmisión perciben una remuneración adecuada para sus inversiones. Por
otra parte, en todas aquellas instalaciones que abastecen a distribuidoras desde
subestaciones del sistema troncal sí son remuneradas mediante “recargos de
subtransmisión” que la CNE calcula y que son pagados en definitiva por los
consumidores finales.
4.3.5.18.- Tarifa de energía y potencia a nivel de transmisión:
4.3.5.18.1.- Precio de energía a nivel transmisión:
Según ya vimos, el precio básico de la energía se fija para el centro de gravedad del
consumo del sistema eléctrico en base a los costos marginales de corto plazo. En el SIC,
éste se fija en el nudo de Alto Jahuel – Cerro Navia, y corresponde según Haindl152 a un
precio CIF Santiago para la energía. El mismo autor explica que como en el SIC todas las
barras están interconectadas, las diferencias que se pueden presentar en los cargos por
energía se deben únicamente a las pérdidas por transmisión, ya que si éstas pérdidas no
existieran, el costo marginal de producción sería el mismo para un incremento de
consumo en cualquier punto del sistema. Pero como las pérdidas de transmisión existen,
el costo marginal dependerá de cuál sea la barra en que se considere un incremento de
152 Este punto está basado en Haindl, op.cit. pp. 145.
217
consumo y de la manera en que éste sea abastecido. Para determinar exactamente cuál es
el costo marginal asociado a una barra determinada, se debe primeramente determinar
cuál es el menor de los costos de generación de 1 kWh adicional en las centrales que no
están siendo utilizadas a plena carga, penalizado en los incrementos de pérdidas de
transmisión que se producen. Esto permite definir un conjunto de factores de penalización
asociado a las principales subestaciones o nudos del sistema. Al analizar los factores de
penalización calculados para un determinado período, es posible ver que éstos están
ordenados geográficamente de norte a sur y que el flujo de energía y potencia va, en
general, desde sur a norte en el SIC. Esto, por cuanto la mayor parte de la operación
hidroeléctrica se ubica en el sur.
La diferencia entre los factores de penalización que corresponden a cada uno de los
diferentes nudos del sistema, constituyen una suerte de tarifa para el sistema de
transmisión. Sin embargo, ésta sólo permite recuperar las pérdidas físicas de transmisión
y parte de los costos de inversión y mantención, pero en ningún caso la totalidad de
costos de capital del sistema. Haindl explica esto de la siguiente forma: “En un sistema de
transmisión adaptado, las pérdidas marginales, base del cálculo de los factores de
penalización, son el doble de las pérdidas medias. Por lo tanto, el factor de penalización
permite cubrir las pérdidas medias reales y sobra un 50% para cubrir parte de los costos
de inversión y mantención. Como las economías de escala en transmisión son fuertes,
este excedente es insuficiente para cubrir las inversiones y el mantenimiento de los
sistemas de transmisión”. Esta es la razón por la que la Ley Eléctrica incluyó dentro de
las retribuciones que el usuario de las líneas de transmisión debe hacer al propietario de
las mismas, los llamados peajes básicos y adicionales.
218
4.3.5.18.2.- Precio de Potencia a Nivel de Transmisión:
Para la potencia, se utiliza un procedimiento de cálculo de los factores de penalización
similar al de la energía. Estos también se ordenan geográficamente de norte a sur y
presentan el mismo flujo que en el caso de la energía para el SIC. La diferencia entre los
factores de penalización constituye una tarifa implícita para la transmisión de potencia,
que permite, en general, recuperar las pérdidas físicas de potencia en el sistema de
transmisión y un monto igual para cubrir parte de los costos de operación y capital.
4.3.6.- Precios a nivel de distribución:
La distribución consiste en el transporte de energía a través de redes y en su entrega a
consumidores pequeños y medianos y a industrias (sean pequeños, medianos o grandes
demandantes) en baja, media y alta tensión según corresponda. La actividad distributiva
de energía eléctrica a usuarios finales presenta características propias de un monopolio
natural ya que presenta economías de escala. Además, hay autores que consideran que la
tecnología en esta área presenta importantes economías de alcance153.
Una de las modificaciones más importantes introducidas por el DFL N°1 de 1982 fue la
de establecer tarifas reguladas para la actividad de distribución, no en función a los
153 Rudnik V. Hugh y Raineri B. Ricardo: “Chilean distribution tariffs: Incentive regulation”, en “Regulation and Competition: The Electric Industry in Chile”, Ilades/Georgetown, editorial Andros Productora Gráfica, 1997.
219
costos contables, como era la regla hasta la fecha, sino en base a los costos de una
empresa modelo con operación eficiente, con el objeto de incentivar la eficiencia de cada
una de las empresas del sector.
4.3.6.1.- Criterio de tarificación del sector distribución:
Los sistemas de distribución eléctrica presentan economías a escala lo que significa por
una parte que las empresas de distribución eléctrica constituyen monopolios naturales y
por otra, que la determinación de las tarifas de distribución en base al criterio de
tarificación a costo marginal de corto plazo necesariamente les ocasionará pérdidas, por
presentar costos medios decrecientes. El criterio tarifario usado en Chile para este
subsector se basa en el costo medio de una distribuidora modelo, que se expresa como
“valor agregado de distribución”, por kW de potencia suministrada a la red.
4.3.6.2.- Estructura de los precios a nivel de distribución:
Para determinar los precios a nivel de distribución, se considera:
• Los precios de nudo establecidos en el punto de conexión con las instalaciones de
distribución;
• El valor agregado por concepto de costos de distribución.
Así, el artículo 96 N° 2 del DFL señala que los precios a nivel de distribución “se
determinarán sobre la base de la suma del precio de nudo, establecido en el punto de
220
conexión con las instalaciones de distribución y el valor agregado por concepto de costos
de distribución”. Por su parte, el artículo 105 señala: “La estructura de los precios a nivel
de distribución considerará los precios de nudo establecidos en el punto de conexión con
las instalaciones de distribución, y el valor agregado por concepto de costos de
distribución, adicionándolos a través de fórmulas que representen una combinación de
dichos valores, de tal modo que el precio resultante de suministro corresponda al costo de
la utilización por parte del usuario de los recursos a nivel producción-transporte y
distribución empleados.· ”
Es decir, ambos valores se suman a través de fórmulas que representen una combinación
de dichos valores, de forma que el precio que resulte corresponda al costo de la
utilización por parte del usuario de los recursos a nivel producción-transporte y
distribución empleados.
4.3.6.3.- Análisis del valor agregado de distribución:
Según se dijo más arriba, los precios a nivel de distribución se determinan sobre la base
del precio de nudo establecido en el punto de conexión con las instalaciones de
distribución del concesionario, y de un valor agregado por concepto de costos de
distribución. Sebastián Bernstein154 señala que los valores agregados de distribución se
obtienen grosso modo “dividiendo la suma de la mensualidad del costo de capital de las
instalaciones de distribución de una empresa modelo eficiente (evaluadas a su valor
154 Bernstein, op.cit. pp. 4.
221
nuevo de reemplazo, considerando una tasa de descuento dada y la vida útil de las
instalaciones) y de los costos mensuales de explotación, también calculadas para una
empresa modelo eficiente, por la potencia de punta evacuada por la red de distribución.
Se ha constatado que estos valores agregados son representativos de los costos
marginales de largo plazo de distribución, pues prácticamente no varían con el tamaño de
la empresa distribuidora.”
4.3.6.4.- Componentes de los VAD:
El valor agregado por concepto de costos de distribución se basa en una empresa modelo
y considera básicamente tres componentes de costo de las empresas concesionarias de
distribución155. Estos son:
1.- “Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del
usuario o cliente, independientes de su consumo”. Este cargo fijo corresponde a los
costos de administración fijos de la empresa distribuidora prorrateados en forma pareja
entre sus respectivos clientes. Este se carga en forma mensual y es independiente del
consumo del cliente. Se asocia a la decisión del cliente de conectarse al sistema de
distribución de la empresa.
2.- “Pérdidas medias de distribución en potencia y energía”.
3.- “Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución,
por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calculan
considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, en adelante VNR, de instalaciones
155 Artículo 106 del DFL Nr 1/1982 y 294 del Reglamento.
222
adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización, igual al 10% real
anual”.
Las pérdidas medias y los costos estándares de inversión, mantenimiento y operación, se
calculan para hipótesis de eficiencia en el dimensionamiento y en la operación y
administración de la red.
4.3.6.5.- Procedimiento para determinar el VAD:
Para describir el proceso de determinación de el VAD, distinguiremos las siguientes
etapas:
I.- Cálculo de los VNR, según los artículos 116 a 119.
Dentro de este punto se distinguirá:
A.- Concepto de VNR;
B.- Procedimiento para calcular los VNR;
i.- Primera fijación del VNR;
ii.- Recálculo de los VNR ante nuevas fijaciones de fórmulas tarifarias;
II.- Definición de las bases del estudio para la fijación de tarifas de distribución, según el
artículo 107:
Dentro de este punto se distinguirá:
A.- Definición de áreas típicas de distribución;
B.- Definición de las empresas consultoras;
C.- Determinación de la empresa modelo;
223
i.- Ventajas y desventajas de regular las tarifas en base a una empresa
modelo;
ii.- Determinación de costos de la empresa modelo;
a.- Validación de los costos de empresas distribuidoras;
b.- Definición de la empresa modelo;
c.- Costos de la empresa modelo;
I.- Cálculo de los VNR
El proceso para determinar el Valor Agregado de Distribución comienza con el cálculo de
los VNR en el año anterior al cual corresponde efectuar una fijación de fórmulas
tarifarias. Este proceso se lleva a cabo con la participación de la SEC y las empresas
distribuidoras involucradas, además de una comisión arbitral de carácter técnico en el
caso de no llegar a acuerdo las partes.
A.- Concepto de VNR
En conformidad al artículo 116 inciso 5, “se entiende por VNR de las instalaciones de
distribución de una empresa concesionaria, el costo de renovar todas las obras,
instalaciones y bienes físicos destinados a dar el servicio de distribución, en las
respectivas concesiones, incluyendo los intereses intercalarios, los derechos, los gastos y
las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, los
bienes intangibles y el capital de explotación”. La ley define en los incisos 5°, parte final,
224
6°, 7° y 8° del mismo artículo, los alcances de dichos derechos, bienes intangibles, capital
de explotación e inversiones en bienes físicos.
En relación a los derechos, la ley señala que no se podrá incluir los obtenidos del Estado
a título gratuito ni los pagos realizados en el caso de concesiones obtenidas mediante
licitación. Los bienes intangibles se definen como los gastos de organización de la
empresa, los que no podrán ser superiores al dos por ciento del valor de los bienes físicos.
El capital de explotación será considerado igual a un doceavo de las entradas de
explotación y en cuanto a las inversiones en bienes físicos, la ley señala que éstas no
serán influidas por la depreciación con que se hayan emitido las acciones y bonos o por
los intereses de los préstamos que se hayan tomado para reunir el capital necesario para
ejecutar las obras, ni por las multas que se hayan impuesto al concesionario. Esto se debe
a que la depreciación, los intereses y las multas no tienen nada que ver con el valor de
reposición, que es el capital. La depreciación que sufra éste, los intereses que haya tenido
que pagar para obtenerlo y las multas que haya tenido que pagar por atrasos en los pagos
u otras razones no deben alterar el valor de reposición.
Todos estos conceptos deben ser tomados en cuenta al fijar el VNR, cualquiera sea la
entidad que lo fije, incluida la Comisión Pericial a que se refiere el artículo 118. Según
Evans156, no hay que perder de vista el hecho de que este valor está orientado
156 Evans de la Cuadra, Enrique, “Análisis del Sistema Tarifario de la Distribución de Energía Eléctrica. La Fijación del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)”. Revista Chilena del Derecho, “Problemas Actuales de Derecho Eléctrico”, Septiembre – Diciembre 1994.
225
exclusivamente al estudio de las tarifas de suministro a nivel de distribución. Así lo dice
expresamente el artículo 119 del DFL.
B.- Procedimiento para calcular los VNR:
La ley determina un procedimiento para la primera fijación del VNR y otro para efectos
de recalcular los VNR ante nuevas fijaciones de fórmulas tarifarias.
i.- Primera fijación del VNR:
Para efectos de la primera fijación del VNR de las instalaciones de distribución de una
empresa distribuidora, el concesionario debe presentar:
• un inventario completo de todas las instalaciones
• una memoria descriptiva de los trabajos, y
• el detalle de los gastos de primer establecimiento, incluyendo adquisiciones de
terrenos, pago de servidumbres, ejecución de obras, adquisición o instalación de
maquinaras, materiales, talleres, oficinas y sus dotaciones, honorarios, y cargos de
ingeniería y supervigilancia, gastos de organización, legales, gravémenes, impuestos e
intereses durante la construcción y todo otro item que no sea propio cargar a gastos de
explotación.
226
La ley157 señala que sobre la base de estos antecedentes la Superintendencia debe efectuar
la primera fijación del VNR de las instalaciones de distribución de la empresa.
ii.- Recálculo de los VNR ante nuevas fijaciones de fórmulas tarifarias:
Los recálculos de los VNR pueden realizarse de dos formas:
a) El concesionario debe comunicar antes del 30 de junio del año correspondiente, el
VNR correspondiente a las instalaciones de distribución de su concesión,
acompañado de un informe auditado, ya que en caso contrario, la SEC debe fijar el
valor antes del 31 de diciembre del mismo año, sin derecho a apelación. De
presentarse, la SEC puede aceptar o modificar dicho valor en el plazo de 3 meses. En
este último caso, el VNR es determinado por una comisión pericial integrada por 3
peritos ingenieros, uno nombrado por el Presidente de la República, otro por el
concesionario, además de el decano más antiguo en el ejercicio del cargo, de una
Facultad de Ingeniería, con asiento en la capital, de una Universidad Estatal. La
comisión pericial debe pronunciarse sobre el VNR antes del 31 de diciembre del año
en cuestión.
b) En el caso de que el concesionario no comunique antes de la fecha indicada en la
letra anterior el VNR y el informe auditado a la SEC, el valor lo fija la misma
Superintendencia antes del 31 de diciembre de ese año, y no puede ser apelado por el
concesionario158.
157 Artículo 117 del DFL Nr 1/1982. 158 Ambas fórmulas están contenidas en el artículo 118 del DFL Nr 1/1982.
227
II.- Definición de las bases del estudio para la fijación de tarifas de distribución:
Antes de seis meses del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias, la
Comisión debe poner en conocimiento de las empresas concesionarias de distribución las
bases sobre las cuales se efectúa el estudio para la fijación de tarifas para el período
siguiente. Las bases deben contener la metodología de cálculo de cada uno de los
parámetros relevantes. Además, en esta comunicación, la Comisión debe definir las áreas
típicas de distribución y acordar con las concesionarias de distribución, la lista de
empresas consultoras elegibles por dichas empresas concesionarias, para efectuar
estudios paralelos de costos. Por último, en las mismas bases del estudio de costos, la
Comisión debe definir los criterios para la determinación de los costos de la o las
empresas modelos que servirán para establecer las tarifas.
A.- Definición de áreas típicas de distribución
Los componentes de los VAD deben ser calculados para un determinado número de áreas
de distribución típicas. Para determinar las áreas de distribución típicas, la Comisión
puede encargar un estudio que defina los parámetros de clasificación de las empresas o
sectores de ellas. Este estudio puede considerar, entre otros, índices de ruralidad, de
densidad de población y de densidad de consumo. Cada empresa concesionaria de
distribución debe ser asignada a una o más áreas de distribución típicas, de manera que la
asignación cubra totalmente su zona de concesión. Los componentes de los valores
agregados se calculan para cada área de distribución típica, oyendo previamente a las
empresas.
228
Las empresas concesionarias que desean hacer observaciones relativas a las áreas típicas
de distribución, pueden hacerlo dentro de los 15 días siguientes, contando desde la
recepción de las bases sobre las cuales se efectúa el estudio para establecer las fórmulas
de tarifas para el período siguiente. La Comisión tiene a su vez 15 días para aceptar o
rechazar las observaciones de las empresas, de modo que ellas pueden contratar, en
conjunto o individualmente el estudio que se describirá a continuación, aplicado a la
misma zona típica de distribución.
B.- Definición de las empresas consultoras:
En el mismo plazo señalado en el punto anterior, es decir, antes de seis meses del término
del período de vigencia de las fórmulas, y junto con poner en conocimiento de las
empresas las bases para la fijación de tarifas, la Comisión debe acordar con las
concesionarias, la lista de empresas consultoras de entre las cuales los concesionarios de
distribución, como conjunto o individualmente, podrán encargar la ejecución de estudios
paralelos. En efecto, la ley faculta a las empresas concesionarias de distribución, como
conjunto o individualmente, para contratar el mismo estudio de costos que efectúa la
Comisión, a otra empresa consultora, siempre y cuando ésta se encuentre previamente
fijada en una lista acordada por la Comisión y las respectivas empresas. Los resultados
deben ser informados a la Comisión antes de dos meses del término del período de
vigencia de las fórmulas de tarifas para que ésta los revise y, previo consentimiento de las
empresas, haga las correcciones que estime. En los casos que no haya acuerdo entre la
229
CNE y las empresas para efectuar las correcciones, prima el criterio de las empresas
respecto de los valores obtenidos en el o los estudios encargados por ellas.
A continuación, la CNE debe calcular, para cada área, el promedio aritmético ponderado
de los valores agregados resultantes de los estudios de la Comisión y de las empresas.
Los coeficientes de ponderación son de dos tercios para los que resulten del estudio
encargado por la Comisión y un tercio para los valores que resulten del estudio encargado
por las empresas como conjunto o el promedio de los valores que resulten de estudios
encargados individualmente, si los hubiera. Es decir, los valores que resulten del estudio
encargado por la Comisión se multiplican por 2/3 y los que resulten del estudio
encargado por las empresas, por 1/3, obteniendo de esta forma un promedio aritmético
ponderado de ambos valores.
En el caso de que el o los estudios contratados por las empresas no se ajusten a las bases
fijadas por la Comisión, ellos no son considerados en el proceso tarifario, sin perjuicio de
las acciones legales que competan a las empresa que se sientan afectadas. Si las empresas
no contratan ningún estudio o bien, si todos ellos son declarados fuera de bases, los
valores agregados de distribución serán aquellos que resulten del estudio de la Comisión.
Problemas que se han presentado en relación a la ponderación de los estudios de la
Comisión y de las empresas concesionarias:
El esquema recién descrito funcionó bien en la primera fijación de tarifas (1984) y
relativamente bien en la segunda fijación (1988). Sin embargo, a partir de 1992, ambos
230
estudios arrojaron resultados muy diferentes, dando lugar a intensas negociaciones
además de recriminaciones públicas a través de la prensa. Según Rudnik y Rainieri, esto
se debió fundamentalmente a que a partir de estos años, la mayoría de las empresas
concesionarias de distribución ya no eran públicas sino que se encontraban totalmente
privatizadas. Los impactos de estas discusiones causaron bajas en las acciones de estas
empresas en la bolsa, perjudicando a los fondos de pensiones, en parte dueños de éstas.
En 1996 las partes, procurando evitar conflictos, centraron sus esfuerzos en un análisis
técnico y económico con el objeto de construir una empresa modelo de referencia y en
establecer estándares de inversión y operación eficiente que sirviera de base a las
empresas consultoras. Además, la autoridad, con la participación de las empresas,
elaboraron nuevas bases que detallaban mejor las materias objeto de los estudios. Estos
esfuerzos permitieron disminuir las diferencias que resultaron de los estudios encargados
por ambas partes. Pero en definitiva, se ha considerado que es la propia ley la que induce
a las partes a presentar en sus respectivos estudios posiciones lo más divergentes
posibles, con el objeto de establecer un sesgo a su favor que compense lo que pensaba iba
a ser la posición de la parte contraria. En efecto, el hecho de que ambos estudios se
ponderen, en vez de, por ejemplo, obligar a un tribunal arbitral optar por uno u otro
estudio, implica que las partes se favorecerán en la medida que extremen al máximo sus
posiciones.
231
C.- Determinación de la empresa modelo:
Según Rudnik y Rainieri159, uno de los aspectos más fundamentales en la determinación
de tarifas de distribución consiste en dimensionar la empresa modelo. El modelo de
regulación del monopolio natural existente en el sector distributivo compara sectores de
empresas distributivas o grupos de empresas distributivas de características similares,
dentro de zonas típicas de distribución, con una empresa modelo. En este caso, a través
de un modelo teórico y comparaciones directas entre las empresas, se pretende emitir
señales de eficiencia.
i.- Ventajas y desventajas de regular las tarifas en base a una empresa modelo:
La regulación de un monopolio natural tiene por objeto fijar un conjunto de incentivos y
restricciones de manera de inducir a la empresa a un comportamiento socialmente
deseado. Sin embargo, existe una serie de factores que pueden afectar o incluso impedir
que el objeto se logre. Por ejemplo, uno de los problemas más serios que enfrenta el
regulador es el hecho que las empresas reguladas suelen no entregar toda la
información relativa a sus costos a los entes reguladores, básicamente con el objeto de
aumentar sus utilidades. Esto perjudica seriamente el proceso de fijación de tarifas, el que
funcionará bien en la medida que cuente con toda la información adecuada. También se
ha señalado que en la utilización de una empresa modelo para la determinación de tarifas
puede suceder que el modelo sea excesivamente teórico y apartado de la realidad.
159 En op.cit.pp.153.
232
Con el objeto de precaver esta situación, el artículo 107 de la ley establece que el estudio
de costos (para fijación de los valores agregados de distribución) se debe basar en un
supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa
distribuidora operando en el país.
Como ventaja de este sistema se señala que permite al regulador abstraerse de los costos
de todas las empresas reguladas, pudiendo, en base a parámetros estandarizados, definir
costos eficientes.
ii.- Determinación de costos de la empresa modelo:
La determinación de costos de la empresa modelo se realiza, según Rudnik y Rainieri,
en las siguientes etapas160:
a.- Validación de los costos de empresas distribuidoras:
En esta etapa, se colecciona, clasifica y procesa la información proveniente de las
empresas. Se revisa la organización de la empresa, los recursos humanos, costos en
remuneración, clientes, ventas, valor nuevo de reemplazo de instalaciones físicas y costos
de operación. Se realiza una clasificación de equipos, costos de electricidad y pérdidas en
tres niveles: alto voltaje, bajo voltaje y usuarios.
160 En op.cit.pp.153.
233
b.- Definición de la empresa modelo:
Se dimensiona la empresa modelo en base a la información de los usuarios y las ventas,
en relación a las instalaciones del sistema eléctrico, mantención y operación del sistema,
organización y administración de la empresa, además de las instalaciones físicas de éstas.
Esto se hace para cada zona típica de distribución según las características de densidad y
volumen del consumo eléctrico.
c.- Costos de la empresa modelo:
Esta etapa se relaciona con los costos de las instalaciones, mantenimiento y operación de
éstas y con el servicio a usuarios basados en un estudio de precio único. De acuerdo al
Reglamento, (artículo 296) la o las empresas modelo son definidas por la Comisión en las
bases del estudio de costos, que elabora al efecto, considerando los siguientes supuestos:
a) Que la empresa cumple los estándares de calidad de servicio exigidos en el
reglamento;
b) Que sus instalaciones se encuentran adaptadas a la demanda del momento del estudio;
c) Que es eficiente en su política de inversiones y en la gestión;
d) Que opera en el país.
234
CAPÍTULO V
EVALUACIÓN DEL ACTUAL MARCO REGULATORIO Y MODIFICACIONES
INTRODUCIDAS EN EL PROYECTO DE LOS SENADORES
5.1.- Evaluación del desempeño del sector eléctrico:
El sector eléctrico creció en potencia desde 2.350 MW en 1987 (fecha de inicio del
proceso de privatización) a 9.240 MW en 1999, es decir, tres veces, en los dos principales
sistemas interconectados del país. En términos porcentuales, en los últimos 10 años, éste
fue cercano al 7,0% por año. Todo esto sin intervención del Estado. Por su parte, el
consumo de energía aumentó desde 8.800 GWh a 35.900 GWh en el mismo período.
Este aumento de la producción y del consumo de energía eléctrica se debió a las
profundas reformas estructurales que se introdujeron en el país a partir de la década de los
años 70, las que le permitieron crecer en un promedio de 6,6% anual, además de la
promulgación, en 1982, de una ley eléctrica que fomentaba la competencia y la inversión
en el sector. Entre los mayores logros del desarrollo eléctrico, se destaca el acceso de los
recursos más pobres a fuentes modernas de energía: hoy en día, más del 75% del sector
rural se encuentra electrificado, lo que ha permitido elevar significativamente las
condiciones de vida en los sectores más pobres del país, que son esencialmente los
sectores rurales161. Las áreas urbanas están actualmente electrificadas en un 100%. El
161Esto, según datos aportados por Alejandro Jadresic, consultor, en Seminario Eléctrico “Las Políticas Energéticas del Nuevo Gobierno”, organizado por Eletricidad Interamericana, 3 de mayo de 2000.
235
esquema ha sido tan exitoso, que es sabido que las modificaciones institucionales,
legales, reglamentarias y tarifarias introducidas en Chile han sido adoptadas no sólo en
países latinoamericanos, sino que también en países de Europa y Asia.
No obstante, la legislación eléctrica chilena tiene hoy en día más de 19 años y no ha
sufrido mayores cambios. Se señala que nuestro país, inicialmente pionero y fuente de
inspiración para muchos países, se ha quedado atrás. No ha profundizado el esquema,
como lo han hecho otros. Su regulación adolece de ciertas debilidades, que han sido
justamente las que dieron lugar a la crisis energética a la que se vio expuesto el país a
mediados de 1999, a una fuerte concentración en las diferentes actividades eléctricas, a
una serie de conflictos, entre autoridades y empresas, entre empresas y con grupos
ambientalistas. Por todas estas razones, según vimos en la introducción, a fines del año
1998, un grupo de senadores se abocó, junto a especialistas del área eléctrica, a estudiar
si realmente era necesario perfeccionar el marco regulatorio del sector eléctrico y, en este
caso, cuál sería la forma más apropiada de hacerlo.
Uno de los primeros temas que se analizó fue el alto grado de concentración horizontal e
integración vertical que presentaba el sector. En efecto, según estadísticas de la CNE de
junio de 1999, en generación, la potencia instalada en MW en el SIC, por grupo eléctrico,
estaba representada en un 57% por ENDESA, en un 21% por GENER, 15% por
COLBÚN y 7% por otros. En transmisión, las líneas de transmisión (por km) pertenecían
en un 69% a Transelec (que a su vez era de propiedad de ENDESA) y en distribución,
CHILECTRA efectuaba el 57% de las ventas de energía en el SIC. A su vez, en materia
de integración vertical, en 1999 Endesa España era propietaria del 65% de Enersis, que a
236
su vez es la mayor accionista de Chilectra, la principal distribuidora eléctrica del país con
1,3 millones de clientes. Enersis controlaba además el 60% de Endesa Chile y Endesa
Chile controlaba más del 95% de Transelec.
Se decidió enfocar este problema desde dos perspectivas diferentes: una, limitando
legalmente los límites de concentración horizontal e integración vertical y otra,
estableciendo y perfeccionando normas que fomentaran la competencia al interior del
sector. La decisión de enfocar este problema desde ambos ángulos, y no sólo desde el
segundo, que habría sido lo lógico, se debió a que se consideró que la industria estaba ya
lo suficientemente concentrada e integrada como para evitar que dichas normas operaran
eficientemente en la práctica. De hecho, siempre existía (y existe) la posibilidad que el
sector se concentrara aún más, por ejemplo, a través de la fusión de dos de las tres
generadoras más importantes del mercado.
En relación al fomento de la competencia, que sólo se da en el sector de la generación
eléctrica, se consideró imprescindible perfeccionar todo el sistema que garantiza el
acceso libre por parte de terceros al sistema troncal de transmisión. Asimismo, se observó
la necesidad de regular los peajes de subtransmisión y distribución para promover el
desarrollo del suministro competitivo a usuarios no regulados ubicados en las redes de
distribución162. Por otra parte, con el objeto de facilitar la fijación de los peajes, se
162 En conformidad a este objetivo, se ha observado una tendencia a adaptar la regulación de los sistemas de transmisión para que no presenten barreras a los generadores que quisieran entrar al mercado, ya que de acuerdo a la mayoría de los analistas, la piedra angular de una mayor competencia en generación radica en la libertad de acceso de los generadores a las redes de transmisión, lo que parece más relevante que procesos forzados de desintegración vertical.
237
decidió adaptar las áreas de influencia a lo dispuesto en el reglamento eléctrico y
modificar la forma de cálculo del ingreso tarifario.
Además, y siguiendo un fallo de 1997 de la Comisión Resolutiva, se consideró necesario
obligar a las distribuidoras a licitar su suministro, como modo de evitar que una
distribuidora con lazos de propiedad con una generadora, la favoreciera. Paralelamente,
se señaló que éstas debían traspasar a los consumidores regulados las rebajas que
obtuvieran respecto de los precios de nudo.
En relación a los precios de nudo, se barajó la posibilidad de eliminarlos, vale decir, dejar
totalmente libre los precios de suministro de generación a distribución, o de acercarlos
más a los precios libres, reduciendo la banda a la que se deben adecuar de más/menos
10% a más/menos 5%. Finalmente, se optó por esta última solución.
En relación a los clientes libres, que son los que pueden elegir a su suministrador y
negociar el precio de abastecimiento, se observó la necesidad de reducir el límite de éstos
de 2.000 kW a 500 kW y luego a 100 kW, agrandando el campo de la competencia en
generación-comercialización. Se esperaba además, reducir paulatinamente este límite a
50 o incluso 0 kW, tal como países como Noruega e Inglaterra.
También se analizó la introducción de los comercializadores puros al Mercado Mayorista
para hacer más fluido y más competitivo el suministro a grandes usuarios de precio libre
ubicados en las zonas de concesión de las distribuidoras, ya que actualmente, estos
usuarios carecen a menudo de alternativas reales para negociar, si no es con el propio
238
distribuidor. En este caso, las distribuidoras se convertirían fundamentalmente en
prestadoras de sus redes, a cambio del pago de un peaje que asegurara su inversión y
rentabilidad.
En relación a los CDEC, se decidió integrar a este organismo a los demás representantes
del mercado mayorista, es decir, a distribuidores, grandes clientes y comercializadores
con el objeto de dar mayor independencia y transparencia a su funcionamiento-
Por último, se vio la necesidad de establecer una comisión arbitral para dirimir las
diferencias en los estudios de valores agregados de distribución que efectúan la CNE y
las empresas distribuidoras cada cuatro años.
5.2.- Materias del proyecto de los Senadores que serán analizados:
I.- Concentración horizontal e integración vertical en la propiedad eléctrica;
A.- Concentración horizontal en generación;
B.- Concentración horizontal en transmisión;
C.- Concentración horizontal en distribución;
D.- Integración vertical del sector eléctrico;
E.- Análisis de normas relativas a la concentración e integración vertical en derecho
comparado;
239
II.- Integración de los CDEC;
III.- Perfeccionamiento de la regulación de los peajes de transmisión, subtransmisión y
distribución;
A.- Regulación de las tarifas de transmisión, subtransmisión y distribución en el
proyecto;
B.- Regulación del proceso de licitación;
C.- Limitación del tamaño de los clientes regulados;
D.- Creación del comercializador y separación de roles;
IV.- Precios de nudo;
V.- Costo de falla;
V.- Deficiencias observadas en la determinación de los valores agregados de distribución;
I.- Concentración horizontal e integración vertical en la propiedad eléctrica:
Dividiremos el estudio de la concentración horizontal en cada uno de los segmentos de
generación, distribución y transmisión, para posteriormente, estudiar el problema de la
integración vertical.
240
A.- Concentración horizontal en generación eléctrica:
El DFL N°1/1982, ley eléctrica, no impuso niveles máximos de concentración horizontal
al interior de las diferentes actividades eléctricas. Esto se debió a que originalmente se
pensó que al existir normas que fomentaran la competencia a nivel generación, se
mantendrían adecuados niveles de concentración en forma automática en cada una de
estas actividades. Hoy, creemos que estas proyecciones fueron erradas, ya que la industria
se encuentra fundamentalmente concentrada en tres grandes empresas generadoras. Sin
embargo, ello no habría afectado la competencia del sector, justamente, por las normas
introducidas para fomentar la competencia. Entre éstas se nombra:
- La no existencia de barreras de entrada a la generación, a diferencia de lo que sucede
en la generalidad de los países, en los que se exigen licencias, permisos o concesiones
para generar electricidad.
- El llamado “libre acceso” a las líneas de transmisión con el objeto de asegurar un
igualitario acceso por parte de las generadoras a estas líneas, y por consiguiente, la
igualdad de oportunidad para competir en el suministro a grandes usuarios.
- La determinación del precio spot, que es un precio regulado por el CDEC, en base a
costos marginales, a diferencia de los que sucede en otros países, en que se fija en
base a precio declarado. Ello impide que generadores con poder de mercado
manipulen el precio spot.
Otros factores que han permitido que opere la competencia son por ejemplo, la
globalización y las interconexiones, que según algunos expertos constituirían un forado a
241
la eventual falta de competencia que derivaría de la tendencia a formar conglomerados
concentrados horizontalmente en generación163.
También se ha señalado que cualquier intento de colusión entre grandes generadores, con
el objeto de postergar inversiones y hacer subir el precio spot, puede ser contrarrestado
por la entrada de una central de tamaño pequeño, de unos 150 a 200 MW, ya que ésta
tendrá un impacto en los precios de generación “ceteris paribus” de 5 a 10%, según lo
demuestran los modelos de operación del sistema. En efecto, según Sebastián
Bernstein164, los precios spot (que están en la base de los precios de nudo y de los precios
de contratos libres) son muy sensibles a la entrada de una nueva central de tipo 200 MW,
por lo que pueden “desinflar” los precios spot cuando los grandes generadores existentes
deciden postergar inversiones para hacer subir los precios. Es decir, los grandes
generadores no podrían mantener artificialmente alto los precios, pues nuevos entrantes,
aún pequeños, pueden aprovechar la oportunidad de precios altos, y contribuir de esta
forma a restablecer los precios a sus niveles de equilibrio.
Que hay competencia en el sector se evidenciaría en que los precios regulados han
evolucionado en forma cercana a los precios libres, lo que demuestra que ninguna
generadora ha sido capaz de manipular en forma sistemática los precios de mercado. En
el anexo IV se consigna un gráfico que refleja la caída sistemática que han sufrido los
precios de nudo, lo que sin competencia sería imposible.
163 No obstante, según Bernstein, la magnitud de las interconexiones eléctricas que puedan lograrse no van a ser muy significativas, por lo menos en el mediano plazo, ya que se trata de interconexiones del orden de los 300 MW en sistemas de 6.000 - 7.000 MW. 164 El autor agregó esta explicación a la memoria de título durante su corrección.
242
Otra muestra de la competitividad del sector sería la llamada “guerra de los gasoductos”,
ya que la entrada del gas, sin un ambiente competitivo, no habría acarreado esa baja. Esto
es una muestra del afán de las empresas por posicionarse estratégicamente. La
competencia desatada en el SING que llevó a la construcción paralela de dos gasoductos
y de una línea de interconexión eléctrica con Argentina son otro ejemplo del grado de
competitividad que se puede lograr a pesar del reducido número de agentes productores.
En cuanto a la concentración propiamente tal, se ha discutido cuáles sería los factores o
bien las deficiencias legales que dieron lugar a ésta, a pesar de las normas de fomento de
la competencia.
Se nombra, en primer lugar, el acaparamiento de los derechos de aguas por parte de
Endesa, lo que sin duda influyó en el tamaño que esta empresa ha adquirido en relación a
la potencia instalada165. También se nombra el hecho de que la fijación de los peajes de
165 Cuando se dictó el Código de Aguas de 1981, Endesa, aún estatal, solicitó gran parte de los derechos de aprovechamiento de aguas no consuntivos del SIC. Hoy, empresa privada, posee el 67% de los recursos hidroeléctricos en explotación y si se le adjudican otras solicitudes que se encuentran en tramitación, tendría el 55% del total de los recursos del SIC. En 1991, el Gobierno presentó un proyecto que reforma el Código de Aguas incorporando una patente por el “no uso” de los derechos. Según las autoridades de la época, esta patente tendría por objeto, entre otros, terminar con el acaparamiento de las aguas por parte de esta empresa. En sesión del Senado del día 5 de diciembre de 2000, la Senadora Evelyn Matthei señaló que la solución que pretende dar el Gobierno a través de este proyecto no es la correcta. Lo básico es que se está ante un problema de monopolio, ya que hay una empresa no estatal, que tiene parte importante de los derechos de aguas, impidiendo que las demás empresas generadoras puedan acceder a ellos. En consecuencia, lo lógico sería recurrir a las instituciones que regulan el sano funcionamiento de los mercados y obligar a esa empresa a vender o licitar algunos derechos de aguas no consuntivas. Sin embargo, señaló, se le debe obligar a vender o licitar derechos claramente especificados. Esto último, debido a que no todas las aguas tienen igual valor. Por ejemplo, los derechos de aguas en zonas alejadas de los centros de consumo o en tierras indígenas, tienen una rentabilidad mucho menor. De esta forma, si la Comisión Antimonopolios no va al detalle y señala cuáles son los derechos de los que debe deshacerse, Endesa seguirá siendo monopólica por los próximos 20 o 30 años, ya que se desprenderá de los derechos menos rentables y pagará alegremente el costo que le corresponda por no uso de los que mantenga, costo que de todas formas será inferior al costo que tendrá que pagar la competencia para construir una central con derechos de aguas mucho menos rentables.
243
transmisión no sea lo suficientemente fluida, por estar sujeto a una negociación entre las
partes y no encontrarse bien acotados conceptos como las áreas de influencia, todo lo cual
ha dilatado y perjudicado el acceso de nuevos generadores a las líneas de transmisión,
afectando la competencia. También se ha señalado que con la caída de los precios de
nudos, se descartaron nuevos proyectos privados, ya que los precios eran demasiados
bajos para la rentabilidad esperada de las inversiones.
Cualesquiera sean las causas, el hecho es que los niveles de concentración que presenta la
industria eléctrica han sido considerados suficientemente importantes como para ser una
potencial amenaza al buen desarrollo y a la inversión en la industria eléctrica. Es decir, se
consideró que la industria podía estar ya lo suficientemente concentrada e integrada como
para evitar una adecuada competencia en el futuro. En este sentido, en artículo del
Mercurio del día 24 de Febrero del 2000, la ex-secretaria ejecutiva de la CNE, María
Isabel González, señaló que en la época que había estado en la CNE, “había empresas
interesadas en invertir en Chile, pero que les asustaba la excesiva concentración que
pudiese inducir a actitudes monopólicas”.
Otro problema que se presenta a raíz de una excesiva concentración del mercado, se
refiere a la presencia de generadores o grupos de generadores controlados por un mismo
propietario, con posición dominante en el mercado, capaces de crear barreras de entrada
al sector o bien, generar inestabilidad institucional, ya que por su tamaño tendrán una
enorme fuerza para pedir que las autoridades le solucionen su problema, aún a costa de
244
romper la regla de no intervención de un mercado libre, cuando decisiones propias de
mercado, externas al marco regulatorio, les afecten desfavorablemente.
También se ha señalado que una posición dominante podría atentar contra la creación de
mayores espacios de competencia y libertad en el sector, como por ejemplo sería la
eventual desregulación de los precios de nudo y su plena sustitución por contratos
logrados mediante procesos competitivos o la modificación de la fijación de tarifas del
mercado spot, en base a costos marginales, por tarifas fijadas en base a precio declarado,
(creando una bolsa de energía) como pretende la CNE en su reciente proyecto. Es obvio
que en un ambiente en que un generador, con sus respectivas filiales, concentra alrededor
del 57% de la generación en el SIC, y que en cualquier momento además puede aumentar
dicho porcentaje fusionándose con otro generador, esta posibilidad de mayor
desregulación se dificulta.
Por todo lo expuesto, se decidió establecer en un artículo nuevo, que en un sistema
eléctrico, una persona natural o jurídica sólo podría ejercer control, directa o
indirectamente, sobre una o más empresas de generación cuya potencia total instalada sea
superior al 35% de la suma de la potencia total instalada en el sistema eléctrico y de la
capacidad máxima de las interconexiones internacionales, siempre y cuando cuente con la
autorización de la Comisión Resolutiva a que se refiere el Decreto Ley N°211, previo
informe de la Comisión Nacional de Energía. Esta condición se estableció con el objeto
que se estudie cada situación en particular y se verifique, antes de imponer el límite, que
245
efectivamente se haya producido o pueda producirse un atentado a la libre
competencia166.
Las críticas que se efectuaron a esta disposición se fundaron, básicamente, en que
afectaría el Derecho de Dominio consagrado en la Constitución de 1980, que es el
derecho que se tiene sobre una cosa corporal o incorporal y que faculta a su titular a usar,
gozar y disponer de ella según lo resuelva su dueño, siempre que no atente contra la ley o
derecho ajeno167. La Constitución permite establecer limitaciones u obligaciones al
dominio, pero sólo en cuanto estén en juego el interés general de la nación, la seguridad
nacional, la utilidad y la salubridad pública y la conservación del patrimonio ambiental.
Toda otra restricción sería inconstitucional. El profesor Evans señala que por “interés
general de la nación” se entiende un bien jurídico que se relaciona directamente con la
nación toda y no sólo un sector de ella, lo que implica apreciar si existe “una exigencia
real y actual de la subsistencia, del desarrollo integral o del progreso de la nación entera o
un requerimiento de soberanía en lo ecónomico, social o cultural”. Dada la
transcendencia que tiene la energía eléctrica en la subsistencia y desarrollo del país, la
166 El proyecto no estableció dicho límite en aquellos sistemas eléctricos de menos de 100.000 kilowatts de potencia instalada de generación, ya que en estos sistemas tan pequeños, generalmente aislados, opera normalmente un generador único. Además, en una norma transitoria, estableció un plazo máximo de 6 años, contados desde la entrada en vigencia de la ley, para alcanzar el límite fijado. Según Bernstein y Agurto, como el crecimiento de la demanda crecería en este período de tiempo en 58%, este plazo sería suficiente como para que una empresa con participación inicial de 57%, se redujera en forma automática a 35%. 167 Enrique Evans de la Cuadra, “Los Derechos Constitucionales”, Segunda edición actualizada, Editorial Jurídica de Chile, 1999.
246
excesiva concentración de la propiedad en la generación eléctrica podría ser un caso que
afecte el “interés general de la nación”. Corresponderá al legislador y a los tribunales
apreciarlo.
Por otra parte, cabe destacar que el artículo 17 letra b) del Decreto-Ley N° 211, que
sanciona los actos contrarios a la libre competencia, otorga a la Comisión Resolutiva,
considerado un tribunal especial de justicia, la facultad de “modificar o poner término a
los actos, contratos, convenios, sistemas o acuerdos que sean contrarios a las
disposiciones de la presente ley”. También se ha discutido la constitucionalidad de este
precepto, en cuanto a si infringe el derecho de propiedad y la libertad empresarial. Según
el profesor Evans168, “en un régimen constitucional de libertad económica, como el
nuestro, hay un valor superior de fundamental transcendencia social que se debe proteger,
que es la prohibición de la existencia y acción de toda forma de monopolio y la cautela de
la más amplia y efectiva libre competencia, todo ello para tutelar la existencia de un
mercado abierto y transparente”. La protección de este bien jurídico superior es el que
permite al legislador facultar a la Comisión Resolutiva no sólo aplicar medidas
preventivas y correctivas sino también ordenar discrecionalmente el ejercicio de la acción
penal. En consecuencia, según el profesor Evans, ninguna de estas medidas sería
inconstitucional si existe un acto destinado indubitablemente a impedir o entorpecer la
libre competencia, cumpliéndose otros requisitos que él mismo señala.
168 En op.cit.pp. 167.
247
Por todas estas razones, consideramos que la norma del proyecto que se analiza no es
inconstitucional ni contraria al orden económico instaurado en el país hace más de 25
años.
B.- Concentración horizontal en distribución eléctrica:
En el proyecto se obliga a las personas naturales o jurídicas que ejerzan control, directa
o indirectamente, en un sistema eléctrico, sobre una o más empresas distribuidoras,
obtener autorización previa de la Comisión Resolutiva, con informe de la Comisión
Nacional de Energía, para tomar control sobre otra empresa distribuidora.
Esta norma se agregó al proyecto fundamentalmente para evitar que se constituya una
empresa de tamaño lo suficientemente grande como para poder influir sobre las
decisiones de la autoridad.
Otro de los problemas que presenta la concentración horizontal en distribución eléctrica
es el poder de compra que hoy tienen las distribuidoras frente a los generadores, ya que
estos últimos, con tal de no verse expuestos a tener que vender su energía al mercado
spot, que presenta precios muy volátiles, prefieren no suministrar a grandes clientes libres
dentro de la zona de concesión de una distribuidora. Sin embargo, el proyecto soluciona
esto rebajando el límite de clientes libres de 2000 kW a 100 kW, con la intención además
que con el tiempo llegara a 0 kW, como en Inglaterra y Noruega. De esta forma, se
transforma a la distribuidora en una prestadora de servicio de redes que cobraría valores
248
regulados por dicho servicio, correspondiente al VAD, con el objeto de asegurar una
determinada rentabilidad a sus inversiones, llegando finalmente a tener sólo la obligación
de efectuar las ampliaciones necesarias para que terceros puedan abastecer a los usuarios
ubicados dentro de su área de concesión.
C.- Concentración horizontal transmisión eléctrica:
El grupo de trabajo abocado a la redacción del proyecto consideró que no era necesario
imponer límites a la concentración horizontal en este sector, a pesar que Transelec abarca
el 69% del kilometraje existente en líneas transmisoras en el SIC, debido a que como la
ley consagra el libre acceso de los generadores a dichas líneas, el tamaño de la empresa
propietaria de las líneas no afecta en nada. Sólo se observó la necesidad de perfeccionar
aún más el sistema de peajes, con el objeto de que la empresa transmisora no pueda
trancar dicho acceso, dificultando la fijación de éste. Por otra parte, el mayor problema
que se observaba en este ámbito, que esta empresa fuera propiedad de la generadora más
importante del país, se solucionó mediante un fallo de la Comisión Resolutiva, de once de
junio de 1997, que obligó a esta última a deshacerse de Transelec.
D.- Integración vertical en el sector eléctrico:
Históricamente, las actividades del sector eléctrico fueron realizadas por empresas
estatales que estaban verticalmente integradas desde generación hasta distribución. La ley
eléctrica vigente, que modificó el sistema eléctrico buscando introducir competencia en
generación y regular las condiciones de monopolio natural en transmisión y distribución,
249
tampoco la impidió. Esto se debió en parte, a que en la medida que lo que se busque con
la integración vertical sea disminuir costos, eliminar externalidades, aprovechar la
experiencia o el “know how” o lograr mayores eficiencias en los procesos productivos
cuando existen economías de escala en la producción y distribución de un bien, ella es
positiva, pues permite un proceso productivo más eficiente169.
Por otra, se pensó que la existencia de normas que fomenten la competencia a nivel
generación, como aquellas que garanticen el acceso libre al sistema de transmisión y a las
redes de distribución para dar suministro a usuarios libres, y que éstas funcionen
debidamente, la integración vertical entre empresas de generación, transmisión y
distribución no afectaría la industria.
Sin embargo, estas garantías no se cumplieron del todo, fundamentalmente debido a
imperfecciones en la regulación del sistema de fijación de los peajes de transmisión y
distribución, (que veremos más adelante), situación que se vio agravada por el hecho de
que hasta el año pasado, la empresa transmisora más importante, Transelec, era filial de
Endesa.
169 En efecto, la integración vertical per se no es dañina para la industria eléctrica, por el contrario, esta potencia las economías de ámbito que parecen ser importantes en este sector. El problema surge cuando el marco regulatorio deja importantes vacíos que permiten el comportamiento oportunista y las prácticas discriminatorias. Según el informe TASC N° 92 del Departamento de Economía ILADES/Georgetown University, de Julio de 1999, las rentas de estas prácticas, a su vez, crecen a medida que la integración se realiza con el generador con mayor participación de mercado, como actualmente sucede en Chile. Según el Instituto Libertad y Desarrollo, la integración vertical sería dañina sólo cuando una empresa quiere integrarse verticalmente con otra para así aumentar sus ganancias monopólicas. Esta situación no se daría en Chile, debido a que no existen barreras a la entrada legales y las características de nuestro mercado de capitales e institucionalidad global favorecen la entrada a los mercados. Asimismo, señalan, el sistema tarifario a costo marginal de una empresa eficiente y la obligatoriedad de servicio reducen en forma sustancial los problemas de una producción del servicio menor que la óptima. Ver en Temas Públicos de 22 de marzo de 1996, del Instituto Libertad y Desarrollo, “La Integración Vertical en el Sector Eléctrico”.
250
Bernstein expuso170 que hay dos formas de enfrentar el problema de la integración
vertical: prohibiéndola derechamente, como se ha hecho en países como Nueva Zelandia,
o eliminando las barreras que hacen que ésta sea dañina, como en Noruega. En este
último sentido, considera esencial perfeccionar los sistemas de peajes de transmisión,
subtransmisión y distribución, rebajar a cero kW el límite de los clientes libres, o por lo
menos a 100 kW, como se hizo en el proyecto, para después llegar a cero kW,
perfeccionar el sistema de licitaciones para la celebración de contratos de suministro
entre generadores y distribuidores e introducir a los comercializadores o brokers al
sistema171.
Mediante la inclusión de estas medidas y la supervisión de los organismos encargados de
asegurar la libre competencia en los mercados, podría perfectamente tolerarse la
integración vertical. En este último sentido, destacó que la función de los organismos
antimonopolios sería especialmente relevante frente a la globalización y la aparición de
mega actores, tanto dentro del país como en la región, ya que en la medida que éstos se
integren verticalmente con el sólo objeto de optimizar sus ingresos, perjudicando con su
accionar a los usuarios, deberían ser sancionados duramente.
El grupo de trabajo abocado a redactar este proyecto, decidió finalmente hacer una
mezcla de ambas fórmulas, es decir, la de prohibir la integración vertical, según se ha
170 En Seminario Eléctrico “Las Políticas Energéticas del Nuevo Gobierno”, organizado por Eletricidad Interamericana, 3 de mayo de 2000. 171 Cabe además destacar que otros autores consideran que la incorporación del gas natural en la zona central del país cambia profundamente los balances en el sistema, hacia un escenario en que la integración de generación y transmisión no presenta ventajas concretas. Ver Raineri, Ricardo: “Importance of entry barriers to the electrical generation industry”, en “Regulation and Competition: The Electric Industry in Chile”, Ilades/Georgetown, editorial Andros Productora Gráfica, 1997.
251
hecho en otros países con sectores eléctricos similares al nuestro y la de perfeccionar la
ley con el objeto de que las garantías antes nombradas operen correctamente.
Para estos efectos, se creó un artículo nuevo que prohibió a una empresa que realice,
directa o indirectamente, actividades de generación, transmisión o distribución, perpetrar
cualquiera de las otras dos actividades, impidiendo que una empresa o varias empresas,
con o sin acuerdo de actuación conjunta, que tengan control, directo o indirecto, sobre
una empresa que realice cualquiera de estas tres actividades, pueda además tener control,
directo o indirecto, sobre otra empresa que realice cualquiera de las otras dos actividades.
Cabe agregar que no se prohibió la integración vertical en los siguientes casos:
- Que se trate de sistemas eléctricos pequeños, ya que en estos casos, las eficiencias
que se produzcan a raíz de la integración vertical son necesarias;
- Que se trate de líneas de transmisión que pertenezcan a empresas de generación o
distribución, cuando estas líneas representen menos del 20% de los activos totales de
transmisión en el sistema eléctrico. Con esta excepción, se permite a centrales de
generación o distribución construir sus propias líneas de transmisión. Esto es
importante, por ejemplo, en casos de líneas de conexión al sistema troncal de
transmisión.
- Que se trate de centrales de generación que pertenezcan a empresas de distribución,
cuando su potencia represente menos de un 10% de su demanda máxima. De esta
forma, se permite, por ejemplo, a un distribuidor contar con sistemas de generación
propia en zonas aisladas, en que las probabilidades de corte o caída de las líneas, por
su extensión, sean más altas.
252
No obstante la inclusión de este artículo en el proyecto, se observó que, sin duda, éste
sería materia de larga discusión en el Congreso y que, en definitiva, podría ser retirado,
siempre y cuando se incluyeran todas las normas necesarias para evitar los efectos
nocivos de la integración vertical.
E.- Análisis de normas relativas a la concentración e integración vertical en derecho
comparado:
Por último, en relación al tema de la concentración e integración vertical, se observó que
la mayoría de los países que han optado por segmentar la industria eléctrica en forma
parecida a la chilena, han establecido, por lo general dentro de los años 90, normas
tendientes a poner límites a la concentración horizontal e integración vertical.
Por ejemplo, en la exposición de motivos de la Ley Eléctrica de España, Ley 54/1997, se
establece que “el sector eléctrico tiene unas características de complejidad técnica que
hacen necesario garantizar que su funcionamiento en un marco liberalizado se produzca
sin abusos de posiciones de dominio y con respeto estricto a las prácticas propias de la
libre competencia”. Por ello, la ley se dota a la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico
de amplias facultades en materia de solicitud de información y de resolución de
conflictos, y se arbitra su colaboración con las instancias administrativas encargadas de la
defensa de la competencia.
El artículo 14, que se refiere a la separación de actividades, establece que las sociedades
mercantiles que desarrollen actividades de transmisión o distribución, no podrán realizar
253
actividades de producción o comercialización y que un grupo de sociedades sólo podrá
hacerlo, en la medida que sean ejercitadas por sociedades diferentes. Cabe destacar que
esta norma es “elástica”, es decir, no establece límites precisos.
En Argentina, la Ley Nº 24.065, de 1991, actual Marco Regulatorio Eléctrico de
Argentina, tuvo por objeto establecer una nueva estructura económica de la industria,
basada en su desintegración vertical y horizontal, en la introducción o simulación de la
competencia en todo nivel de actividad y en el reemplazo de las empresas estatales
prestadoras del servicio. Entre los rasgos destacados del nuevo ordenamiento eléctrico
argentino, se establece que como el transporte y la distribución deben operar sobre
mercados cautivos, dadas sus características técnicas, estas operaciones deben quedar
sujetas a regulación, lo que supone, por tanto, control de los precios y la calidad del
servicio, además de la prevención de prácticas monopólicas o de abuso de posición
dominante en el mercado. Para evitar acciones monopólicas, la ley impone, en el caso de
generación, un límite de 10% del total en manos de una empresa e impide que
transportistas puedan comprar o vender energía ni ser propietarios del paquete
mayoritario de Generación o Distribución.
Así, el artículo 2° establece que la política nacional en materia de abastecimiento,
transporte y distribución de electricidad consiste en alentar la realización de inversiones
privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los
mercados donde sea posible. El artículo 19 da lugar a acciones judiciales en el caso de
actos que impliquen competencia desleal o abuso de posición dominante dentro del
mercado eléctrico. El artículo 30 establece que ningún “generador, distribuidor, gran
254
usuario ni empresa controlada por algunos de ellos o controlante de los mismos, podrá ser
propietario o accionista mayoritario de una empresa transportista o de su controlante”,
salvo autorización expresa. En el artículo 32 se estableció obligación de obtener la
autorización del Ente (Ente Nacional Regulador de la Electricidad), para efectos de
formar grupos empresariales, fusionarse o comprar acciones entre transportistas o
distribuidores.
Perú efectuó un proceso de reestructuración del sector eléctrico en 1992 a través de la
introducción de una nueva política de tarifas, promoción de la inversión privada y la
separación de las actividades de generación, transmisión y distribución172.
En materia de concentración horizontal, Perú cuenta con una Ley Antimonopolio y
Antioligopolio del Sector Eléctrico, Ley Nº 26878 de 1997, que establece la obligación,
antes de realizar actos de concentración en las actividades de Generación y/o Transmisión
y/o Distribución de energía, de solicitar autorización previa de la Comisión de Libre
Competencia del Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Propiedad
Intelectual INDECOPI, con el objeto de evitar actos de concentración que puedan
disminuir, dañar o impedir la competencia y la libre concurrencia.
Esta ley entiende por concentración la fusión, la constitución de una empresa en común,
la adquisición directa o indirecta del control sobre otras empresas a través de la
172 El art. 122 de la Ley de Electricidad peruana establece que las actividades de generación, transmisión (Sistema Principal) y distribución no pueden ser efectuadas por un mismo titular, salvo los casos previstos en la ley. El art. 3º del Reglamento correspondiente señala que ninguna entidad de generación o de distribución podrá mantener la propiedad de un sistema secundario de transmisión si este pasa a ser calificado como parte del Sistema Principal.
255
adquisición de acciones, participaciones, o a través de cualquier otro contrato o figura
jurídica que confiera el control directo o indirecto de una empresa, incluyendo la
celebración de contratos de asociación “joint venture” asociación en participación, uso o
usufructo de acciones y/o participaciones, contratos de gerencia, de gestión y de
sindicación de acciones o cualquier otro contrato de colaboración empresarial similar,
análogo y/o parecido y de consecuencias similares. Asimismo, la adquisición de activos
productivos de cualquier empresa que desarrolle actividades en el sector; o cualquier otro
acto, contrato o figura jurídica incluyendo legados, por virtud del cual se concentren
sociedades, asociaciones, acciones, partes sociales, fideicomisos o activos en general, que
se realice entre competidores, proveedores, clientes, accionistas o cualesquiera otros
agentes económicos. La autorización debe solicitarse antes de realizar los actos de
concentración, a la Comisión de Libre Competencia del Instituto Nacional de Defensa de
la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual, INDECOPI, cuando las
entidades que directa o indirectamente se concentran tienen antes o después más de 15%
en concentración horizontal. En los casos de concentración vertical, cuando las entidades
tienen más de 5% del mercado. Esta autorización no se exige cuando la adquisición
representa menos de 5% de la empresa adquirente o cuando lo que se adquiere representa
menos del 10% de la empresa adquirida.
En los casos que la investigación muestre que se puede disminuir, dañar o impedir la
competencia, la Comisión de Libre Competencia o el Tribunal de Defensa de la
competencia del INDECOPI puede:
- establecer condiciones para la concentración,
- ordenar la desconcentración parcial o total,
256
- imponer multas en los casos que se omita la solicitud de desconcentración, se
suministren datos inexactos o son suministren la información requerida.
El incumplimiento de la resolución que dispone la desconcentración faculta a INDECOPI
a iniciar acciones legales para dejar sin efecto la concentración.
La ley dispone por último que comprende los actos efectuados en el extranjero pero que
involucren directa o indirectamente a las empresas que desarrollan Generación,
Transmisión o Distribución en el país.
Otra norma peruana relacionada con la concentración en el sector eléctrico es el Decreto
Supremo Nº 27-95 ITINCI, que consagra lo que debe entenderse por infracción a la
prohibición de actos o conductas relacionados con actividades económicas, que
constituyen abuso de una posición de dominio en el mercado o que en general limiten,
generen perjuicios para el interés económico general, señalada en el Decreto Legislativo
Nº 701. Así, considera que existe infracción a esta norma cuando, en un mismo Sistema
Interconectado, una empresa titular de una concesión o autorización de generación,
transmisión o distribución de energía eléctrica, cuya posición sea dominante en el
mercado, o una o más personas que ejercen el control de dicha empresa adquieren el
control sobre la totalidad o parte de otra dedicada a la generación, transmisión o
distribución eléctrica, se fusionan o se asocian con otra dedicada a la generación,
transmisión o distribución eléctrica. Esta norma entiende por control de una empresa
cuando mediante la participación en el capital o por cualquier otro medio, ejercen una
influencia preponderante y continua sobre las decisiones de su Directorio, Gerencia
General y otros órganos de dirección. En materia de integración vertical, el artículo 122
de la ley 25.844 (modificado por el artículo 13 de la ley 26.876) señala que las
257
actividades de generación y/o de transmisión pertenecientes al Sistema principal y/o de
distribución de energía eléctrica, no pueden efectuarse por un mismo titular o por quien
ejerza directa o indirectamente el control de éste, con la excepción de actos de
concentración de tipo vertical u horizontal que se produzcan en las actividades de
generación y/o de transmisión y/o de distribución, que no impliquen una disminución,
daño o restricción a la competencia y la libre concurrencia en los mercados de las
actividades mencionadas o en los mercados relacionados.”
En el caso de Bolivia, cuya legislación eléctrica está inspirada en la nuestra, la ley
establece que las generadoras, sus accionistas o socios vinculados, directa o
indirectamente, no podrán tener más del 35% del total de la generación. En materia de
integración vertical, establece que las empresas de generación o distribución, empresas
vinculadas, accionistas o socios vinculados no pueden tener ningún porcentaje en el
capital social de una transmisora y viceversa y que las Distribuidoras sólo pueden tener
generación propia hasta el 15% de su demanda máxima. Esta ley sólo acepta integración
vertical en sistemas aislados.
Panamá contiene normas que restringen a las generadoras a solicitar nuevas concesiones
si al hacerlo, atienden directa o indirectamente, a través de otra empresas de generación u
otros medios, más del 25% del consumo de electricidad del mercado nacional. Por otra
parte, en Panamá se prohibe a los agentes controlar simultáneamente empresas
generadoras y distribuidoras.
258
II.- Integración de los CDEC:
Según vimos más arriba, corresponde al directorio del CDEC adoptar las decisiones
necesarias para su funcionamiento y para el cumplimiento de sus fines. Este Directorio se
encuentra conformado por un representante de cada una de las entidades que integran el
CDEC, es decir, empresas generadoras y transmisoras que cumplen con ciertos requisitos,
siendo el quorum para adoptar acuerdos, en general, el de la unanimidad de sus
miembros.
A partir de 1999, el CDEC se constituyó como una sociedad de responsabilidad limitada
y las Direcciones de Operación y Peajes, que hasta la fecha también estaban integradas
por personal de las empresas, pasaron a ser integradas por profesionales y técnicos
subordinados del propio CDEC, con el objeto de asegurar una mayor eficiencia técnica e
independencia de los intereses propios de cada empresa. Sin embargo, como se mantuvo
la representación directa de las empresas en su Directorio, no se logró del todo el
objetivo.
Bernstein173 señala que esta situación ha impedido, entre otras cosas, una adecuada
modernización de los instrumentos necesarios para el cumplimiento de sus funciones-
modelos matemáticos de operación, por ejemplo- y contribuido a que el funcionamiento
del CDEC sea poco transparente. Otros autores174 confirman que la mala integración del
173 Ver moción que acompaña el proyecto de senadores que se agrega en el anexo. 174 Ver informe TASC n° 92, del Departamento de Economía ILADES/Georgetown University, de Julio de 1999.
259
CDEC ha influido en una falta de transparencia en la operación del mercado spot. Como
en Chile hay fluctuaciones en la disponibilidad de energía hidráulica, las empresas
termoeléctricas e hidroeléctricas se complementan en la producción y, por tanto, se
requiere transferir energía entre ellas, lo que es coordinado por el CDEC. Sin embargo, a
éste sólo acceden algunas generadoras (aquellas con más de 60MW de potencia instalada)
y se excluye a otros agentes, como por ejemplo, distribuidores y grandes clientes)
restándole dinamismo, competitividad y eficiencia al sector.
Por todas estas razones, el grupo de trabajo encargado de la redacción del proyecto,
consideró necesario modificar la estructura e integración de los CDEC. En relación a su
integración, la solución que se dio no fue la de eliminar a los representantes de las
empresas del directorio, ya que pareció importante que los propietarios de las centrales
participaran de las decisiones de despacho. Por el contrario, lo que se hizo fue integrar al
Directorio, además de a los generadores y transmisores, y con la misma representatividad
que éstos, a los demás agentes del mercado mayorista, es decir, a los distribuidores,
grandes usuarios y comercializadores. La idea fue permitir a todos los agentes del
mercado mayorista obtener efectiva información sobre el mercado, tomar conocimiento
oportuno de condiciones de riesgo de abastecimiento y adoptar decisiones comerciales y
de inversión en mucho mejores condiciones que en la actualidad. Al mismo tiempo, se
pensó que ello facilitaría un funcionamiento más transparente del CDEC frente a la
comunidad y a las autoridades.
En cuanto a su estructura y con el objeto de reforzar la independencia del CDEC, se
decidió darle la forma de una sociedad anónima (hoy se constituyen como sociedad de
260
responsabilidad limitada), con capital dividido en distintas series de acciones
nominativas, no endosables y en que los accionistas sean las empresas de generación con
potencia instalada superior a 10.000 kW, las empresas de transmisión, las empresas de
distribución, los comercializadores de energía eléctrica y los clientes no sometidos a
fijación de precios de potencia conectada superior a 2.000 kW. Cada serie representaría a
una o más de las categorías indicadas, cuando éstas existan. Se optó por esta figura,
debido a que permite una adecuada integración de los diferentes segmentos del sector
eléctrico y además, debido a que ya ha sido adoptada por otros países, como por ejemplo,
el CAMESA de Argentina, y ha funcionado bien175.
Se estipuló que el Directorio se integraría según los estatutos, teniendo derecho a asistir
con derecho a voz, un representante del Presidente de la República, con el objeto de
asegurar que el Ejecutivo se encuentre siempre bien informado de los acontecimientos del
sector. Los acuerdos serían adoptados por mayoría simple de los miembros presentes y
los conflictos entre agentes se resolverían a través de tribunales arbitrales, cuyas
resoluciones tendrían carácter definitivo y obligatorio. La idea fue evitar la participación
de la CNE y del Ministerio de Economía en ellos, de forma de no involucrarlos en
decisiones que tendrían que vigilar y eventualmente sancionar. También se convino que
175 Cabe destacar que durante la elaboración de este proyecto, se discutió si acaso la transformación del CDEC en una sociedad anónima era o no lo más adecuado. Esto, fundamentalmente, debido a que las características propias de una sociedad anónima, como son el aporte de capital, fin de lucro, resolución de los problemas por vía de votación en las juntas de accionistas y distribución de los beneficios, no se daban en un CDEC. Además, se sostuvo que el mercado spot se parecía más a una bolsa de energía, en la que se compra y vende energía, que a una sociedad anónima. También se objetó esta conformación, debido a que podía darse el caso que los distribuidores, comercializadores y usuarios se pusieran de acuerdo y exigieran a las generadoras a producir más de lo necesario. En relación a esto último, se aclaró que ello no era posible, debido a que el Directorio no tiene injerencia en el manejo diario, el que se hace en conformidad al reglamento y al reglamento interno de cada CDEC.
261
temas como su funcionamiento, financiamiento, fiscalización, número de directores de
cada serie, etc., debía ser establecido en el reglamento interno del CDEC y que el costo
de funcionamiento se financiaría con los aportes anuales de los accionistas según los
estatutos.
Al igual que en la ley y reglamento vigentes, se estableció que sería el CDEC el
organismo encargado de realizar la coordinación de la operación de centrales generadoras
e instalaciones de transmisión que corresponda en los sistemas eléctrico con capacidad
instalada en generación igual o superior a 100.000 kilowatts. Sin embargo, se agregó en
el proyecto que en los sistemas eléctricos con capacidad inferior a ésta, la coordinación se
haría directamente entre las partes, en la forma que lo establezca el reglamento y
debiendo la Superintendencia resolver los conflictos que se produzcan entre las partes.
Por otra parte, se agregó en el proyecto que las instrucciones de los CDEC serían
obligatorias para las unidades generadoras de potencia superior a 10.000 kilowatts y para
las instalaciones de transmisión de voltaje igual o superior a 66.000 volts. Cabe destacar
que hoy en día, el artículo 171 inciso 2° del reglamento ya señala que las instrucciones de
coordinación que emanen del CDEC son obligatorias para todas las centrales generadoras
y líneas de transporte interconectadas al respectivo sistema. La especificación que se hace
en el proyecto fue necesaria para afirmar la autoridad del CDEC en las decisiones
operativas.
Por último, cabe destacar que en el proyecto se especificó, en dos artículo diferentes (81
bis y 150 letra b)), que correspondía al CDEC calcular los costos marginales instantáneos
262
del sistema, administrar y liquidar las transacciones y calcular las transferencias de
energía y potencia entre los agentes del sistema eléctrico, cuando no correspondan a
contratos entre ellos. Si bien esto es parecido a lo que señala el actual artículo 172 letras
b) y e) del Reglamento, fue necesario agregar esta norma ya que actualmente, las
transacciones spot son sólo entre generadores.
III.- Perfeccionamiento de la regulación de los peajes de transmisión,
subtransmisión y distribución;
En transmisión:
El acceso de los generadores a las distribuidoras se hace a través de las líneas de
transmisión, que tienden, según vimos, a conformarse como monopolios naturales,
debido a que presentan economías de escala. Por esta razón, el sistema de transmisión
debe ser regulado. Sin embargo, su actual regulación adolece de ciertas imperfecciones.
De hecho, según Bernstein176, uno de los principales problemas de la actual legislación
eléctrica es que no regula los peajes sino que establece lineamientos para su negociación
entre el transmisor y el generador. Ello ha llevado a múltiples conflictos, principalmente
en el sistema troncal.
Los múltiples conflictos que se han producido entre empresas generadoras por el uso del
sistema interconectado central, tanto en los términos de conexión de nuevas centrales o
176 Ver moción que acompaña el proyecto de senadores que se agrega en el anexo.
263
grandes clientes como en la determinación de los peajes por el uso de tales sistemas, así
lo demuestran.
Actualmente, la ley177 otorga un acceso físico de las empresas generadoras a las
instalaciones de transmisión, al establecer la obligatoriedad de la interconexión y un
derecho de servidumbre forzoso que pueden imponer los generadores sobre las
instalaciones de terceros, en la medida que tengan capacidad para transportar la energía
requerida. En consecuencia, el transmisor está obligado a facilitar a los generadores que
desean pasar con su energía, a cambio de un peaje determinado, el uso de sus
instalaciones. Si ello no fuera así, cada generador tendría que tener sus propias líneas de
transmisión, lo que sería un absurdo por las economías de escala que presenta178. La idea
del legislador fue establecer en la ley sólo los lineamientos generales sobre el cobro de
peajes, para dejar el detalle de este proceso a un Reglamento de Peajes o al acuerdo de las
partes. En efecto, según vimos, el cálculo del valor del peaje lo hace actualmente la
empresa transmisora dueña de las líneas de transmisión. Si el interesado no está de
acuerdo con el monto cobrado, puede solicitar un informe detallado en el que se justifique
el valor de los peajes que la empresa propone, hacer las observaciones que el informe le
merezcan y, en el caso que las partes no lleguen a acuerdo, recurrir a una instancia
arbitral con el objeto de que en ésta se fije el monto a pagar.
177 Artículo 51 del DFL Nº1 de Minería, de 1982. 178 Ver esta materia en Haindl Rondanelli, Erik: “Analysis of regulation and price-setting of the electric sector in Chile”, en “Regulation and Competition: The Electric Industry in Chile”, Ilades/Georgetown, editorial Andros Productora Gráfica, 1997.
264
Se ha observado que las partes generalmente no logran llegar a acuerdo respecto de
ciertos parámetros claves, como son la determinación de las áreas de influencia, (que es
la parte que queda afectada por la conexión de la central), los mecanismos para prorratear
el costo de las instalaciones de transmisión entre los distintos usuarios y el valor de
reposición de las obras, debido a que estos parámetros no se encuentran regulados con
toda exactitud, dando lugar a interpretaciones diversas. Como no se llega a acuerdo, las
partes recurren a la instancia arbitral. Sin embargo, por tratarse de materias complejas, en
ocasiones, los arbitrajes han durado alrededor de un año y no han sido resueltos con los
mismo criterios por los árbitros. Es el caso de los arbitrajes que tuvieron lugar
recientemente para determinar los peajes a pagar a Transelec por todas las centrales de
Endesa, Gener y Colbún.
Según Bernstein179, la solución a este problema sería la de fijar los valores numéricos de
los peajes directamente por la autoridad cada cierto período de tiempo, por ejemplo cada
dos años, para que puedan adaptarse a las variaciones de la oferta y demanda y
representen condiciones de inversión justas. Es decir, correspondería a la CNE fijar los
valores numéricos de las peajes para cada segmento de línea, pero manteniendo los
conceptos y metodología establecidos en la Ley y su reglamento. Esta es, por lo demás, la
tendencia observada en países que han seguido el esquema de acceso abierto de los
sistemas de transmisión a los generadores y comercializadores. Por ejemplo, en países
como Noruega e Inglaterra, en que el límite de clientes libres es 0 kW, es decir, todos los
usuarios son libres, sólo quedan regulados los peajes de transmisión y el uso de los
179 Ver moción que acompaña el proyecto de senadores que se agrega en el anexo.
265
alambres a nivel de empresas distribuidoras. De esta forma, los generadores pueden
libremente contratar precio y calidades de suministro con los usuarios. En estos casos, la
calidad del suministro está establecida en término de clientes chicos. Los grandes
clientes, que están generalmente fuera de la zona de distribución, y que requieren
calidades más altas o bajas, la contratan en forma especial. Cabe destacar, que hoy en día,
en que Endesa vendió Transelec, este tema es menos importante, debido a que al no
pertenecer a un generador, no le va a afectar la entrada de otros generadores nuevos.
Además, tendrán vocación de expandirse.
Otro problema que afecta el libre acceso a las líneas de transmisión se presenta cuando la
transmisora no dispone de capacidad suficiente. Actualmente, frente a esta situación, el
interesado puede requerir la expansión de las instalaciones de transmisión, preservando la
calidad del servicio, con el objeto de aprovechar las economías de escala. Según la ley,
las inversiones deben efectuarse a costa del interesado, de acuerdo a los parámetros
exigidos por el dueño de las redes, quién deberá posteriormente indemnizar los costos de
inversión. Se entiende que si el interesado aporta una cantidad de dinero, queda “dueño”
de la consiguiente proporción, debiendo por tanto participar del recaudo de los peajes que
se cobren, incluso a sí mismo. En cuanto al monto de las inversiones, éstas también se
determinan en base a negociaciones entre el interesado y el propietario de la red, de
manera que pueden efectuarse por el propietario, quien con posterioridad cobra el
correspondiente peaje al usuario, o bien por el propio usuario, construyendo las líneas y
conectándose a la red en los puntos que más le convenga y recibiendo con posterioridad
la correspondiente indemnización por los costos de inversión. En este último caso, la
propiedad de las inversiones, así como el cargo del costo asociado a las expansiones a los
266
demás beneficiados del sistema, es un asunto no siempre fácil de resolver. Según
Bernstein, una posible solución sería la de obligar al transmisor a presentar un proyecto
de expansión frente a una solicitud cualquiera, posibilitando al interesado solicitar a algún
organismo o persona que revise que se trata del proyecto más razonable y,
posteriormente, a financiar y recuperar el dinero invertido.
En conformidad a todo lo expuesto, se vio la necesidad de perfeccionar el sistema de
peajes de transmisión y de los valores de inversión a pagar en caso de expansión de las
redes. Para estos efectos, se contemplaron las siguientes alternativas:
a) Por una parte, se consideró indispensable la desintegración vertical de los sectores
de generación y transmisión, ya que si se impedía a los generadores tener dominio
del sector transmisor, las empresas transmisoras, independientes de los
generadores, no tendrían problema en facilitar las redes a cualquier generador y
además, tendrían por sí mismas vocación de expansión. Se observó que esta
separación no tenía que ser absoluta, sino que bastaba con que el dominio de los
generadores del sector transmisión no superara una cifra cercana al 30%.
b) Por otra, se sostuvo que la desintegración forzada de ambos sectores no sólo
generaba pérdidas patrimoniales a los dueños de las compañías sino además
implicaba quitar a los generadores su más valiosa herramienta de negociación
frente a un transmisor establecido que pretende extraer rentas monopólicas, que es
la amenaza de construir su propio sistema de transmisión. En este sentido, se
señaló, sería más apropiado perfeccionar la ley con el objeto de definir claramente
los mecanismos y procedimientos a través de los cuales se realizan las
267
transacciones entre los distintos segmentos del sector, o bien, facultar a la
autoridad para fijar los valores de los peajes para cada segmento de líneas, en base
a parámetros definidos. Dándose estas condiciones, la integración vertical de
ambos sectores no afectaría la libre competencia.
c) En relación a las dificultades que se han observado para determinar los valores de
inversión en la expansión de las redes, se señaló que sería ventajoso que el marco
regulatorio eléctrico contemple un mecanismo que obligue al dueño del sistema
troncal a presentar proyectos de expansión, exigiendo al interesado garantías
adecuadas, además de la presencia de un organismo con facultades para revisar y
confirmar que el proyecto presentado sea el más razonable.
En subtransmisión y distribución:
La subtransmisión está incluida dentro de las líneas de transmisión, pero se distingue de
las primeras por su finalidad, ya que sólo atiende a clientes finales. Los peajes de
subtransmisión no se encuentran regulados en la ley, razón por la cual no los habíamos
estudiado, sino que se tarifican a través de decretos, mediante un esquema de precios
similar al de las tarifas de distribución. Por su parte, por distribución se entiende el
transporte de energía eléctrica a voltajes inferiores a 23 kV y la entrega de ésta a los
consumidores finales, sean éstos grandes o pequeños. Las distribuidoras toman la
electricidad de puntos determinados de las redes de media o alta tensión y la transportan y
distribuyen, reduciendo el voltaje con transformadores a niveles apropiados para uso
industrial o doméstico.
268
Los sistemas de subtransmisión y distribución eléctrica presentan economías de escala,
por lo que éstos tienden a configurarse como monopolios naturales. En efecto, la
superposición de redes resultaría ineficiente desde el punto de vista económico. Por
tratarse de un monopolio natural, el criterio de tarificación de la distribución utiliza un
conjunto de tarifas, que permiten cubrir los costos marginales de corto plazo de energía y
potencia a nivel generación (precios de nudo), los cargos de transmisión y un cargo
variable por unidad de potencia distribuida en punta. Este cargo variable, denominado
VAD, refleja el costo medio eficiente de distribuir electricidad. En el caso de Chile, los
costos se basan en una “empresa modelo”, con el objeto de maximizar la eficiencia de las
empresas reales del mercado. Estas tarifas se fijan por la CNE y se aplican sólo a los
clientes regulados, que son aquellos usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o
igual a 2.000 kW. Los clientes libres, que son aquellos cuya potencia conectada es
superior a esta cifra, no están sometidos a regulación ya que la ley supone que ellos
tienen la opción de autoproveerse de energía o de ser abastecidos por distintas empresas
generadoras.
Según Bernstein180, la regulación del VAD para fines de tarifa a pequeños clientes
regulados ha funcionado bien, pero en cambio no ha operado el establecimiento de los
peajes de subtransmisión y distribución para efectos de suministrar a clientes libres que se
encuentran dentro de la zona de concesión de una distribuidora. Ello, señaló, se debe a
una falla en la regulación, por cuanto estos peajes de distribución y subtransmisión deben
ser negociados entre las partes, es decir, entre proveedor o consumidor y distribuidor.
180 Ver moción que acompaña el proyecto de senadores que se agrega en el anexo.
269
Esto ha dado lugar a que las distribuidoras pueden, eventualmente, trabar, mediante
presiones o cobros excesivos, el acceso de las generadoras a sus líneas de distribución y
subtransmisión. Así, se señaló que la insuficiente regulación de estos peajes ha facilitado
la presentación, por parte del distribuidor, de argumentos destinados a involucrar una
gran cantidad de instalaciones en el servicio de transporte solicitado, con el objeto de
encarecer el suministro y desanimar la competencia en su área de servicio por parte de
otro distribuidor. En estos casos, los arbitrajes se han hecho impracticables, por costo y
tiempo. Adicionalmente, cuando un generador compite con distribuidores de gran tamaño
para suministrar a un cliente libre dentro de su zona de concesión, el generador, al tratar
de negociar el peaje de subtransmisión o distribución, se arriesga a entrar en conflicto con
su eventual mayor cliente, situación que lo podría perjudicar seriamente. En efecto, si
tomamos en cuenta que las distribuidoras representan un poder de compra del 60% del
mercado, que corresponden a los clientes regulados, si el generador no logra vender al
distribuidor su energía, deberá hacerlo al mercado spot, mercado en el que existe gran
volatilidad de precios. Es por esta razón que en la práctica, los generadores no compiten
por suministrar a esos clientes.
Fueron estos los motivos que llevaron a plantear, en el proyecto de los senadores, un
cambio en la determinación de los peajes de subtransmisión y distribución, en el sentido
270
de regularlos directamente, al igual como se decidió hacer respecto de los peajes de
transmisión181. Junto a esto, se barajó la posibilidad de limitar el nivel de concentración
horizontal en distribución, para, de esta forma, disminuir su poder de compra y, por tanto,
de influencia. No obstante esto, se consideró que ello no sería imprescindible, en la
medida que:
a) se perfeccionara el sistema de peajes, ya que ello garantizaría el libre acceso y por
tanto, la competencia en generación, y
b) se perfeccionara el sistema de licitaciones para contratos de suministro y se rebajara
el límite de los clientes libres. Esto, porque el perfeccionamiento de un sistema de
licitaciones es imprescindible desde el punto de vista de los clientes regulados,
representantes de alrededor del 60% de la energía consumida en el SIC, ya que,
tomando en cuenta la magnitud de este sector y la existencia de integraciones
verticales en el mercado, esta sería la única forma de asegurar la necesaria
transparencia en las compras y ventas de energía entre distribuidoras y generadoras.
181 Cabe destacar, que en editorial del Mercurio de fecha 22 de septiembre de 1999 se señaló que en la implantación de este sistema habría una “falta de garantías para los concesionarios en el uso de redes por los competidores, y que el hecho de facilitar la prestación de sus instalaciones a otros intermediarios, en condiciones muy favorables, entraba el crecimiento de esta actividad e impone gravámenes en beneficio de sus competidores, quienes preferirán usar medios ajenos en vez de invertir por cuenta propia”. Esta línea argumental no tiene sustento lógico alguno, por lo que la senadora Evelyn Matthei le respondió, en carta dirigida al Director del Mercurio, que los distribuidores cumplen dos funciones: la de ser transportadores de energía y la de comercializar dicha energía. El transporte constituye monopolio natural. No se puede pretender duplicar o triplicar las redes, porque ello resulta ineficiente. Consecuentemente con lo anterior, se otorgan concesiones para el tendido de redes, se fijan las tarifas por parte de la autoridad y se impone obligación de servicio al concesionario. Las tarifas tienen un componente que se denomina “valor agregado de distribución”, que es un retorno al capital invertido en las redes. Ello implica que el dueño recibe un retorno adecuado, independientemente de quién las use. En consecuencia, no es cierto que se facilite la prestación de instalaciones a otros en condiciones especialmente favorables. Las condiciones serán sobre la base del mismo retorno del que gozan hoy. Tampoco es cierto que entrabe el crecimiento de la actividad, puesto que existe obligación de dar servicio, que es debidamente remunerado. En cuanto a que los competidores preferirán usar medios ajenos en vez de invertir por cuenta propia, eso es, precisamente, lo óptimo en mercados que naturalmente son monopolio y donde ya existe una red de distribución.
271
Por su parte, la rebaja de clientes libres de 2000 kW a unos 100 kW o menos, aumentaría
en forma importante la cantidad de usuarios que pueden libremente contratar con las
generadoras, disminuyendo de esta forma también, el poder comprador de las
distribuidoras.
En resumen, en base a lo expuesto, se consideró necesario adoptar las siguientes medidas:
a) Regular los peajes de subtransmisión y distribución, sobre la base de los valores que
cada 4 años determina la CNE. En el caso de los peajes de subtransmisión, el
proyecto de los senadores determinó que debían usarse los mismos valores que la
CNE determina en el cálculo de los precios de entrega a cada distribuidora, a nivel de
voltaje primario de distribución (23kV). En el caso de los peajes de distribución, se
determinó que debían usarse los valores agregados de distribución (VAD) que
determina la CNE para cada distribuidor. De este modo, se logra que actúen como
transportistas puros y cobren el costo medio de distribución cuando el consumidor es
servido por un tercero. Cabe destacar que estos mecanismos son aplicados como un
cargo estampilla, por unidad suministrada, porque no hay cómo distinguir dentro de
una malla. Si se regulan los precios según los VAD, al distribuidor le da lo mismo
hacer él el suministro o prestar las redes, porque siempre le van a pagar el VAD y el
suministrador le tendrá que pagar el cargo estampilla.
b) Materializar efectivamente el proceso de licitación de suministro de los distribuidores
para sus clientes regulados, traspasándoles las eventuales rebajas.
c) Limitar el tamaño de los clientes regulados a unos 100 kW o menos, para que la
energía transada a precios libres crezca de 40% en la actualidad, a alrededor de 75%,
272
aumentando el mercado libre. Esta es la tendencia que por lo demás se ha dado en
otros países. Por ejemplo, Inglaterra tiene ese nivel en cero, Argentina lo tiene en 50
kW, Noruega lo tiene en cero, Alemania, prácticamente en cero, Australia lo tiene en
cero. La rebaja de los clientes libres debe necesariamente ir acompañado de una
adecuada regulación de los peajes de subtransmisión y distribución, de modo de no
afectar a las distribuidoras en términos del servicio que ellas prestan. Ellas van a
prestar un servicio de suministro por una parte, y por otra parte de peajes a terceros y
ese peaje tiene que ser no discriminatorio. En ese sentido el peaje tiene que ser un
peaje medio y no calculado como un peaje caso a caso como está entendido en la ley
actual.
d) Por último, como se agrega en el proyecto al comercializador como agente del
mercado mayorista, se consideró necesario separar al distribuidor en su rol de
comercializar (proveedor de energía) y en su rol del transporte por sus redes, ya que
ello facilitaría el acceso a las redes de distribución por parte de terceros-generadores,
brokers o comercializadores puros para dar servicio a clientes libres.
A continuación, se analizarán estos cuatro temas.
A.- Regulación de las tarifas de transmisión, subtransmisión y distribución en el
proyecto:
En el proyecto de los senadores se pasó a regular directamente las tarifas de transmisión,
subtransmisión y distribución, mediante modificaciones al artículo 51. En este artículo se
mantuvo la norma que fija quienes son las personas facultadas para imponer la
273
servidumbre de paso de energía eléctrica (cualquier interesado) y las obligadas a soportar
dicha servidumbre (los propietarios de líneas eléctricas que hagan uso de ciertas
servidumbres o que usen bienes nacionales de uso público). También sigue distinguiendo
según las instalaciones tengan o no capacidad suficiente para soportar el uso adicional
que le quiere dar el interesado.
Pero en relación a las indemnizaciones que deba pagar el interesado al propietario de las
líneas eléctricas aéreas y subterráneas, subestaciones y obras anexas, el artículo distingue
diferentes procedimientos según se trate de:
a) Instalaciones de transmisión, subtransmisión o de distribución pertenecientes a
distribuidoras de servicio público;
b) Instalaciones de transmisión ubicadas en sistemas eléctricos en los cuales se
efectúa la regulación de precio de nudo a que se refiere el número 1 del artículo
96;
c) Instalaciones que no corresponden a las dos anteriores.
a) Instalaciones de transmisión o de distribución pertenecientes a distribuidoras de
servicio público:
En este caso, el pago de la indemnización se denomina “peaje de distribución” y
corresponde a la suma del costo de transmisión y subtransmisión de la concesionaria, tal
como está reflejada en el precio de nudo en el punto de conexión con las instalaciones de
distribución, y al valor agregado de distribución que la Comisión Nacional de Energía le
274
haya determinado, para los fines de fijación de tarifas a sus clientes sujetos a regulación
de precios.
El inciso agrega que el peaje de distribución debe ser determinado de tal modo, que si un
generador o comercializador interesado en dar suministro a un consumidor ubicado en el
área de concesión aplica como precio de generación-transporte el precio de nudo, el costo
final de suministro resulta igual a la tarifa regulada, sin considerar el cargo fijo
mensual182. Este inciso se incluyó con el objeto que el precio final que le resulte a un
comercializador, si tuviera que comprar a precio de nudo (regulado), arroje el mismo
valor que la tarifa regulada a un cliente de iguales características. Se garantiza así que el
valor agregado por transmisión, subtransmisión y distribución que se le aplica a un
comercializador independiente, sea justo.
Por último, se señala que en este caso, corresponde a la concesionaria de distribución, a
su costa, la obligación de efectuar ampliaciones necesarias en sus instalaciones para su
uso por parte de interesados en dar suministro a consumidores ubicados en el área de
concesión. Ello se encuentra en armonía con su obligación de otorgar suministro a quien
se encuentre dentro de su zona de concesión. Además, le corresponde publicar los peajes
de distribución todos los meses, en un diario de circulación nacional.
182 El cargo fijo mensual tiene que ver con los gastos de comercialización (medición, facturación, etc.). Eso lo cobra el comercializador y no es parte de los precios regulados.
275
b) Instalaciones de transmisión ubicadas en sistemas eléctricos en los cuales se
efectúa la regulación de precio de nudo a que se refiere el número 1 del artículo 96
(peajes originados por conexión de centrales):
Esta letra se refiere a las servidumbres de paso en sistemas eléctricos superiores a 1.500
kilowatts en capacidad instalada de generación, en los cuales se efectúe la regulación de
precio de nudo y que se originen por la interconexión a estos sistemas de centrales
generadoras. Al igual que en la ley vigente, se establece que estas servidumbres se rigen
por lo dispuesto en el artículo 51 A, que a su vez se remite a los artículos 51 B a 51 E,
siempre y cuando las partes no convengan condiciones distintas. A este artículo 51 sólo
se agregó que “el régimen de peajes a que estarán afectos las inyecciones y retiros de
energía asociadas a interconexiones internacionales se establecerá en los respectivos
protocolos de interconexión que el país suscriba y en el reglamento de la ley”. Fue
necesario introducir esta norma debido a que se deseaba dar grados de libertad para
acordar los mecanismos de operación de interconexiones internacionales.
En el proyecto, se agregó al artículo 51 B un inciso final que perfecciona el concepto de
área de influencia. Para estos efectos, señala que “se considera directa y necesariamente
afectado por una central el conjunto mínimo de instalaciones que permite conectarla con
la subestación básica de energía más cercana”. Esto fue necesario, ya que en la práctica,
existían diversas dificultades para determinar exactamente, cuáles eran las instalaciones
afectadas por la inyección de potencia y energía de una central generadora, lo que en
ocasiones impidió a las partes llegar a acuerdos en relación al monto de los peajes y
276
alargó innecesariamente los arbitrajes. Además, el Reglamento clarificó este tema en este
mismo sentido.
En el artículo 51°C se modifica el inciso 2º que define lo que se debe entender por
ingreso tarifario, para efectos de definirlo según la cantidad que se percibe por las
diferencias que se produzca en la aplicación de los costos marginales instantáneos, y no
de los precios de nudo.
Esta modificación fue necesaria, por lo siguiente:
De acuerdo a la ley vigente, el valor del peaje se determina por la suma de la anualidad
del valor nuevo de reemplazo y los costos de operación y mantenimiento, menos el
ingreso tarifario, ya que este valor, que representa un ingreso para la empresa
transmisora, ya ha sido cancelado a través de las liquidaciones mensuales que efectúa el
CDEC. El ingreso tarifario que se resta del peaje debe ser calculado en base al precio de
nudo, según lo señala el artículo 51°C inciso 2° de la ley, lo que se hace una vez al año.
Sin embargo, también vimos que el ingreso tarifario, que se define por la diferencia entre
los retiros e inyecciones de energía y potencia que los generadores efectúan en cada
sección de las líneas de transmisión, es decir, línea por línea, se calcula mes a mes por el
CDEC en base al costo marginal y no en base al precio de nudo. De esta forma, se
produce una diferencia entre el ingreso tarifario real, calculado por el CDEC, y el ingreso
tarifario teórico, calculado para efectos de determinar el peaje.
277
A pesar que al propietario de las líneas en definitiva no se ve afectado con la diferencia
que se produce, ya que ésta se agrega al valor del peaje, se consideró que era más
correcto calcular el ingreso tarifario en ambos casos en base al costo marginal.
También se sustituye el inciso 3° que fija el procedimiento para determinar los peajes
básicos. Según habíamos visto, el peaje básico lo paga la generadora a la empresa
transmisora por efecto de emplear todas las líneas y subestaciones comprendidas en el
área de influencia de la generadora y se obtiene de la diferencia entre el costo anual de
capital y operación de la línea y del ingreso tarifario percibido por el transmisor. El
proyecto especifica que el costo anual de capital se determina como la anualidad
constante del valor de reposición (“Valor Nuevo de Reemplazo” –VNR-) de las
instalaciones, calculada para 30 años de vida útil y una tasa de capital de 10% real anual.
Vimos que el ingreso tarifario se descuenta a la anualidad señalada, pues este monto, que
representa un ingreso para la empresa transmisora, ya ha sido cancelado a través de las
liquidaciones mensuales que efectúa el CDEC y que éste se fija sobre la base de los
precios de nudo vigentes a la fecha de determinación del peaje. El proyecto elimina esta
norma, para que, en concordancia a lo señalado en el inciso anterior del proyecto, se fije
en base a los costos marginales. También se elimina la parte final del inciso 3° vigente,
que señala que el peaje básico se pagará a prorrata de la potencia máxima transitada por
cada usuario, respecto de la potencia máxima total transitada por todos los usuarios, con
el objeto de adaptarse a la norma que contempla el reglamento, en cuanto a que la
prorrata se hace de acuerdo a la potencia firme de las centrales. Veremos que esta norma
se agrega como inciso 5° nuevo.
278
A continuación, el proyecto agrega un inciso 4° nuevo que señala que el ingreso tarifario
para cada año calendario “será estimado por el CDEC e informado a los propietarios de
las instalaciones involucradas antes del 1° de noviembre del año anterior, de modo que
estos puedan estimar el monto del peaje básico para el año calendario” y que el monto del
peaje básico podrá ser ajustado por la CNE una vez concluido el año calendario, de
acuerdo a la diferencia entre el ingreso tarifario realmente producido y el estimado. De
acuerdo a esta disposición, se opta por ajustar los peajes de acuerdo a los ingresos
tarifarios reales liquidados mensualmente por el CDEC.
Por último, se agrega un inciso 5° y final que señala que “el pago del peaje básico por
parte de una central se efectuará a prorrata de la potencia firme de las centrales que
comparten una misma área de influencia,...”. La ley vigente señala que éste se determina
a prorrata de la potencia máxima transitada por cada usuario en cada línea, lo que
constituye un sistema engorroso. Después, en el Reglamento se determinó que la prorrata
se hace de acuerdo a la potencia firme de las centrales. Lo que se hace en este inciso
final, es adaptar la ley al Reglamento.
La última parte de la norma, que señala “...siempre que en condiciones esperadas de
operación, se produzcan transmisiones físicas netas desde el punto de conexión de la
central hacia la subestación básica de energía más próxima”, implica que si hay flujo en
la dirección contraria (desde el nudo básico hacia la central) no se paga peaje, es decir, la
prorrata es igual a cero.
279
El artículo 51° E se refiere a los peajes adicionales, que son los que paga una central
generadora a una empresa transmisora cuando desea transmitir energía a un punto
ubicado fuera del área de influencia o a un cliente que encontrándose en el área de
influencia geográfica no está conectado a ella. Como en ambos casos es necesario realizar
inversiones para efectuar nuevas instalaciones radiales y líneas de transmisión, es
necesario calcular dichos costos de inversión, lo que hasta el momento se hace de la
misma forma que en el caso de los peajes básicos, es decir, mediante el acuerdo de las
partes y recurriendo a la instancia arbitral en caso de no producirse éste. El proyecto
mantiene el criterio de regular directamente los peajes adicionales y, por lo tanto, las
partes dejan de “convenir” los valores de los peajes adicionales con los propietarios de las
líneas y subestaciones involucradas. Por otra parte, se agrega que si bien estos peajes se
calculan de la misma forma que el peaje básico, “la prorrata para su pago entre los
usuarios se efectuará sobre la base de las potencias coincidentes relativas a los
suministros efectuados a través de estas instalaciones”, es decir, se aplica un criterio de
proporcionalidad por el uso de la línea basado en los contratos y no en la potencia firme,
como se hace en el caso del peaje básico.
En el artículo 51° F, el proyecto dispone que el cálculo de las indemnizaciones y de los
peajes básicos y adicionales, como sus correspondientes fórmulas de reajuste, deben ser
propuestos por los propietarios de las instalaciones a la CNE y no a los interesados en
constituir servidumbres sobre las mismas. A su vez, la CNE puede aceptar los valores
propuestos o modificarlos, en conformidad al procedimiento indicado en la ley. Si las
partes no aceptan los valores fijados por la CNE, pueden recurrir a una comisión de
expertos, formada por tres expertos nominados, uno por las empresas, otro por la
280
Comisión y el tercero, por ésta, elegido de una lista de expertos, acordada entre la
Comisión y las empresas, cuyo dictamen tiene carácter de definitivo y obligatorio para las
partes. En el proyecto se estableció como plazo para presentar a la CNE los valores de las
indemnizaciones, peajes básicos y adicionales, el 1° de noviembre, debiendo a su vez
ésta, presentar un informe antes del 15 de diciembre del mismo año al Ministerio de
Economía, Fomento y Reconstrucción. Posteriormente, el Ministerio debe fijar los
valores propuestos el primer día hábil de enero de cada año, mediante decreto publicado
en el Diario Oficial.
c) Instalaciones que no corresponden a las dos anteriores:
Esta letra mantiene la forma de indemnización regulada en el texto vigente, para el caso
de que se impongan servidumbres de paso en instalaciones distintas a las mencionadas en
las letras anteriores. En consecuencia, en este caso, la indemnización se conformará con
los costos de inversión, por los gastos de mantención y operación y, por los perjuicios
causados con motivo de la constitución de la servidumbre de paso. En relación al tema de
la solicitud de expansión de las líneas por parte de un interesado en los casos que éstas no
tengan capacidad suficiente para transportar su energía, se modificó el inciso 1° del
artículo 51 para establecer la obligación de la Superintendencia de decidir en forma
fundada en caso de desacuerdo de las partes acerca de la capacidad de las instalaciones
para soportar uso adicional y de la factibilidad técnica de efectuar las ampliaciones
solicitadas por el interesado. Esta obligación de la Superintendencia se agregó con el
objeto de evitar discusiones entre las partes. Además, si bien se mantiene la obligación
del interesado de costear las ampliaciones, se agrega el derecho del interesado a percibir
281
la prorrata que le corresponda por los pagos de servidumbres de paso de energía eléctrica
en las instalaciones ampliadas, de acuerdo a lo que detalle el reglamento. Esta precisión
fue necesaria, ya que de acuerdo a la ley actual, si bien se podía entender que al
interesado le correspondía esta prorrata, no estaba claro.
B.- Regulación del proceso de licitación de contratos de suministro de generación a
distribución:
Según dijimos anteriormente, era necesario, para evitar los efectos dañinos que pueden
producirse a consecuencia de la integración vertical existente en el sector, materializar
efectivamente el proceso de licitación de suministro de los distribuidores para sus clientes
regulados, representantes del 60% de la energía consumida en el SIC, traspasándoles las
eventuales rebajas. Esta sería la única forma de asegurar la debida transparencia en las
compras y ventas de energía entre distribuidoras y generadoras.
Por esta razón, el número 10 del proyecto, que agrega tres inciso al artículo 74 estableció
que para cumplir con la obligación de servicio que tienen las distribuidoras de servicio
público dentro de su zona de concesión, éstas deben disponer permanentemente de
contratos de compra de energía para abastecer los suministros de los clientes finales
sometidos a fijación de precios dentro del año calendario en curso y el año calendario
siguiente. En estas contrataciones, ellas deben además, implementar un sistema de
licitación abierto a los diferentes oferentes del mercado, que se les convoque
públicamente a participar en el abastecimiento que requieran contratar, que sea de general
aplicación, objetivo, no discriminatorio y de público conocimiento. En caso de no tener
282
contratos suficientes para satisfacer el total de las necesidades de sus clientes finales
regulados, deben comprar la energía en el mercado spot, lo que siempre constituye un
riesgo, por ser un precio muy volátil. Se estimó que ello motivaría al distribuidor a
promover eficazmente la licitación de su suministro.
C.- Limitación del tamaño de los clientes regulados:
Con el objeto de aumentar en forma importante la cantidad de usuarios que pueden
libremente contratar con las generadoras y así, evitar el poder comprador de las
distribuidoras y los efectos nocivos que puedan producirse a consecuencia de la
integración vertical que presente el sector, se decidió rebajar el límite de los clientes
libres de 2000 kW a unos 100 kW o menos. Se señaló que la adopción de esta medida, la
energía transada a precios libres crecería de 40% a alrededor de 75%, aumentando el
mercado libre. Para estos efectos, se modificó el artículo 90, que determina los
suministros de energía eléctrica que están sujetos a fijación de precios, rebajando el
guarismo 2.000 a 100 y agregando un nuevo inciso que faculta al Presidente de la
República, a través del Ministerio de Economía, Reconstrucción y Fomento, a reducir el
valor de potencia conectada que define a los clientes sometidos a regulación de precios,
no pudiendo posteriormente volver a aumentar dicha potencia.
283
D.- Creación del comercializador y separación de roles;
Se ha señalado183 que otra de las deficiencias que presenta la regulación eléctrica es la
ausencia de una competencia suficiente en la comercialización de la energía. Los clientes
regulados, según la ley, reciben el suministro de energía y el servicio de comercialización
de la empresa distribuidora de servicio público que tiene la correspondiente concesión.
Ello implica una ausencia de libre elección y oferta poco diversificada, lo que
necesariamente influye en la calidad del servicio ofrecido. Además, se comprobó que
existían rentas monopólicas en la provisión de una serie de servicios anexos a la
comercialización, como medición, mantenimiento, corte y reposición del suministro, por
lo que fue necesario dictar una ley que regulara la prestación de estos servicios184. Por
estas razones, y con la idea de facilitar a los cliente no regulados, que en el proyecto se
rebajaban a 100 kW o más, la contratación de suministro de energía eléctrica con una
generadora, se incluyó en el proyecto al comercializador como agente del mercado
mayorista, definiéndolo como “la persona jurídica cuya actividad consiste en la compra y
venta de bloques de energía eléctrica, incluidos aquellos para la importación o
exportación, con carácter de intermediación y sin participación en la producción, el
transporte, la distribución y el consumo de la energía eléctrica”.
La inclusión del comercializador como agente del mercado mayorista facilita que los
usuarios desregulados puedan elegir a su proveedor y las condiciones de su suministro,
183 Ver informe TASC n° 92, del Departamento de Economía ILADES/Georgetown University, de Julio de 1999. 184 Ley N° 19.674, publicada con fecha 3 de mayo de 2000, del Ministerio de Minería, que modificó el D.F.L. N° 1, de 1982, de Minería, Ley General de Servicios Eléctricos, con el objeto de regular los cobros por servicios asociados al suministro eléctrico que no se encuentran sujetos a fijación de precios.
284
mejorar la relación precio-calidad e introducir nuevos servicios complementarios, como
por ejemplo nuevos sistemas de pago adecuados para cada tipo de cliente185. También
permite reducir el riesgo de falla del sistema, por las distintas alternativas de precio-
calidad.
Según el informe de TASC186, para conseguir los beneficios de la comercialización debe
existir total separación entre los segmentos de comercialización y de transporte de una
distribuidora. Si ella no existe, y aún cuando el acceso esté garantizado, las distribuidoras
tienen incentivos para discriminar por calidad entre consumidores propios y clientes de
comercializadores y para realizar subsidios cruzados entre productos. Una distribuidora
podría cobrar por encima de su costo el servicio de línea, donde tiene el monopolio, y
cobrar por debajo del costo el servicio de comercialización y así, competir con ventajas
desleales en este último mercado. En el proyecto, se limita el papel del distribuidor al de
transportador de la energía a través de sus redes, lo que para él es indiferente, siempre y
cuando se le asegure la rentabilidad de sus inversiones. Esto se logra en la medida que se
185 En este sentido, cabe destacar que los medidores de consumo eléctrico de nuestro país son electromecánicos. Este tipo de medidores presentan una tecnología que ha existido por más de 60 años y que hoy se encuentra obsoleta. Como consecuencia de esto, las compañías eléctricas están cobrando a sus usuarios determinados cargos que no sería necesario cobrar si el usuario contara con medidores de tecnología de punta, es decir, la electricidad costaría mucho menos si se implementaran medidores con la tecnología de hoy. En efecto, hoy en día, existen en el mercado medidores digitales que permiten comprar, en supermercados, quioscos o redbanks, electricidad en forma anticipada, a cuenta de futuros consumos de energía. El sistema está protegido contra fraudes y alteraciones gracias a números en clave. Lo más importante de estos sistemas, sin embargo, es que con ellos se beneficia a las personas con escasos recursos, ya que como generalmente cuentan con dinero al día, les es difícil pagar una cuenta de luz que cubre de una sola vez 30 días de consumo. A esto hay que sumar el hecho de que cuando no pagan el servicio, la compañía eléctrica les cobra además el corte del servicio, la reconexión del servicio, multas e intereses. Con este sistema, obviamente, las personas tienen un promedio de días de “no luz” mucho más bajo. 186 Ver informe TASC n° 92, del Departamento de Economía ILADES/Georgetown University, de Julio de 1999.
285
regulen los peajes de distribución a partir de los VAD, ya que de esta forma, se cubren los
costos medios de la empresa.
Finalmente, se señala que un mercado minorista competitivo requiere un número
adecuado de demandantes (consumidores), otra razón más para rebajar el límite de los
clientes libres, aunque en forma gradual, para dar tiempo suficiente para las adecuaciones
de carácter tecnológicos y educar a los consumidores.
IV.- Precios de nudo;
Según vimos, los precios de nudo hoy en día no son libres. Ellos son determinados por la
autoridad cada 6 meses, en abril y octubre de cada año. No obstante, se señala que estos
son semi-libres, ya que deben ajustarse a una banda de más/menos 10% de los precios
libres.
En el Seminario sobre Políticas Energéticas del Nuevo Gobierno, efectuado en mayo del
2000, Sebastián Bernstein sostuvo que cuando se diseñaron los precios de nudo en los
años 1981 y 1982, surgió la posibilidad de dejarlos completamente libres, sin embargo,
como sólo habían dos generadores en ese momento, ENDESA y CHILECTRA, todavía
estatales e integrados verticalmente, se prefirió establecer una disciplina de cálculo
basado en precios spot esperados, pero con un vínculo de más/menos 10% de los precios
libres. Hoy en día, esta situación ha variado en cuanto estas empresas ya no son estatales.
Además, según lo expuesto más arriba, a pesar que el mercado se encuentra fuertemente
concentrado, hay competencia en el sector generación. Por estas razones, en una primera
286
instancia se barajó la posibilidad de eliminar los precios de nudos. Sin embargo,
finalmente, y fundamentalmente con el objeto de lograr mayor consenso en el Congreso,
se optó por restringir el margen a los precios libres a un 5% y no por liberalizarlos
completamente.
Otra razón por la cual se consideró necesario restringir la banda (o en su defecto,
liberalizar los precios de nudo) fue la constatación de una cierta presión hacia las
autoridades por parte de los generadores, para hacer subir los precios de nudo, lo que en
definitiva implica que este concepto está perdiendo vigencia.
¿Cuáles han sido las causas de la baja de los precios de nudo?
Juan Antonio Guzmán, quien se desempeñó hasta hace poco como gerente general de
Gener, señaló en su intervención en el seminario “Políticas Energéticas del Nuevo
Gobierno”, de mayo de 2000, que la baja de los precios de se ha debido, en parte, a que la
autoridad ha actuado con cierto sesgo en la fijación de precios, poniendo como ejemplo
que a pesar de que la sequía de 1998 fue más grave que la del año 1980, en la sequía de
1998 bajaron los precios de la energía y en la del año 1980, subieron.
Según Bernstein187, el precio de nudo ha ido bajando sistemáticamente debido
fundamentalmente a la introducción del gas y a las propias decisiones de inversión de las
generadoras, no por el actuar de las autoridades. En efecto, en el pasado los generadores
187 Expresiones del autor en en Seminario Eléctrico “Las Políticas Energéticas del Nuevo Gobierno”, organizado por Eletricidad Interamericana, 3 de mayo de 2000.
287
indexaron (ajustaron) una parte importante de los contratos de precios libres a o que
ocurriera con los precios de nudo. Como los precios de nudo bajaron, los precios libres
también bajaron.
Junto a la reducción de la banda, se creó en el proyecto un artículo nuevo, el artículo 105
bis, que obliga a las distribuidoras de servicio público a permitir que los interesados en
establecer contratos con ellas a través de licitaciones, puedan ofrecer un precio de venta
de energía inferior al precio de nudo de la energía y a incluir como máximo en las tarifas
a sus usuarios como costos de producción-transporte, el valor que resulte de ponderar, por
la cantidad de energía acordada, los valores de compra provenientes de las licitaciones.
Este artículo fue necesario, ya que hoy en día, las distribuidoras de servicio público no
traspasaban al usuario las rebajas de los precios de venta de la energía, sino que siempre
traspasaban al usuario como costos de producción-transporte, el precio de nudo.
V.- Costo de falla188:
Las tarifas que los usuarios pagan a las centrales generadoras incluyen un monto por
energía no suministrada multiplicada por su probabilidad de ocurrencia, que en el fondo
corresponde a una prima de seguro, un pago por la compensación que deberá pagar la
empresa generadora deficitaria a los usuarios en caso de racionamiento. Según Bernstein
188 Este párrafo se basó en los siguientes textos: “Use of outage cost for electricity pricing in Chile”, de Sebastián Bernstein y Renato Agurto; “Racionamiento Eléctrico: Causas y Posibles Soluciones”, Centro de Estudios Públicos, además del “Informe de la Comisión de Minería y Energía sobre la investigación de los hechos que han motivado el racionamiento de energía eléctrica en el país” de la Cámara de Diputados, Valparaíso, enero de 1999. Además, en el anexo se encuentra un análisis más profundo del costo de falla, basado en estos mismos documentos.
288
y Agurto, esta es la clave para entender la obligación de estas empresas de compensar a
sus usuarios en caso de racionamiento, ya que no es la central generadora la que incurre
en el costo de falla, sino que el usuario o cliente, que está dispuesto a pagar un precio
máximo de costo de falla para estar sujeto a racionamiento.
El objetivo que se tuvo en mente al incorporar esta componente en la tarifa, fue el de
proveer a las centrales suministradoras de energía de los medios o recursos necesarios
para que puedan comprar a aquellos clientes que no fueron suministrados totalmente de
energía, la energía no suministrada, valorada al costo de falla, es decir, lo que ellos
estaban dispuesto a pagar para no quedar sujeto a racionamiento. Esos kWh no
suministrados se les venden después a la tarifa establecida. Esto significa que los clientes
no suministrados totalmente de energía, reciben una compensación por cada kWh no
suministrado, equivalente al costo de falla menos la tarifa. De esta forma, la ley señala
que “las empresas generadoras que no lograsen satisfacer el consumo normal de sus
clientes distribuidores o finales sometidos a regulación de precios, deberán pagarles cada
kilowatthora de déficit a un valor igual a la diferencia entre el costo de racionamiento y el
precio básico de la energía...”. Además, la ley señala que los distribuidores deberán
traspasar este monto íntegramente a sus clientes finales sometidos a regulación de precio.
Cabe destacar que la compensación no se pagaba a todo evento, sino que sólo en caso que
se produzca alguna de las contingencias contempladas en las tarifas. No se incluyeron en
las tarifas aquellas contingencias de difícil ocurrencia, ya que las elevaría en forma
sustancial e innecesaria. Por esta razón, el artículo 99 bis original expresaba que no se
debían compensaciones en caso de déficit originados por sequías más graves que la del
289
año 1968, que era, al momento de dictarse el DFL N°1 de 1982, la más grave registrada
en la historia del país y que tenía, de acuerdo a regresiones efectuadas, una probabilidad
de 1 en 100 años189. La ley también eximía a las empresas deficitarias de la obligación de
compensar en caso que una sequía durara más de un año hidrológico. Veremos luego que
ambas limitaciones fueron eliminadas por la ley N° 19.613 de 1999.
Cabe también destacar que según el texto original de la ley, correspondía sólo a los
distribuidores que tenían contrato con generadores deficitarios reducir su consumo y
administrar las compensaciones correspondientes. Esto no correspondía, en principio, a
las distribuidoras con contrato con generadores no deficitarias. Veremos que esto también
se modificó con la ley N° 19.613.
Este tipo de esquemas incentiva tanto a usuarios como a generadores a actuar correcta y
eficientemente ante un déficit de energía. En efecto, por una parte, el usuario se ve
incentivado a reducir su consumo de energía, con el objeto de recibir una compensación
por los costos de la energía que deja de consumir. También tiende a utilizar equipos
propios de generación, ya que el costo variable de éstos es inferior al valor de la
compensación. Por otra parte, las centrales generadoras deficitarias se ven incentivadas a
utilizar todos los medios de generación a su alcance o bien, a comprar energía en el
mercado informal a autoproductores, ya que la otra alternativa es pagar compensaciones a
costo de falla, lo que tiene un costo muchísimo mayor.
189 Esta situación, que parecía suficientemente exigente al momento de dictarse la ley eléctrica de 1982, como para no agregarla como contingencia en el cálculo de las tarifas, se dio en 1999, ya que la sequía de ese año fue peor que la de 1968.
290
Modificaciones introducidas al artículo 99 bis por la ley N° 19.613 de junio de 1999:
Recordemos que a partir del 18 de noviembre de 1998, se produjo una interrupción en el
suministro de energía por parte de las empresas distribuidoras durante períodos horarios
diarios en gran parte del territorio de la República (desde Taltal hasta Chiloé), causando
graves pérdidas económicas y molestias. Esto dio lugar a la constitución de la Comisión
de Minería y Energía de la Cámara de Diputados como investigadora de los hechos que
motivaron el racionamiento de energía eléctrica a contar del 11 de noviembre de 1998,
con el objeto de investigar las razones exactas por las que se decretó el racionamiento,
investigar si la información proporcionada a la autoridad por las empresas generadoras
del SIC fue veraz y oportuna, establecer la eventual responsabilidad de organismos
públicos, en orden a haber previsto con mayor anticipación el racionamiento decretado y
proponer a la Cámara de Diputados medidas alternativas, administrativas o legales, para
evitar en el futuro nuevos racionamientos eléctricos.
La Comisión, para el cumplimiento de su cometido, celebró 15 sesiones, recibió diversos
antecedentes y requirió oficios a empresas y autoridades relacionadas con el sector.
Finalmente, elaboró un informe concluyendo que el racionamiento eléctrico decretado
por la falta de suministro de energía eléctrica del SIC, se debió fundamentalmente a que
la sequía de los años 1998-1999 fue más grave que la de 1968 y, por tanto, pasó a ser la
más grave registrada en la historia. Pero también se debió a otros factores, como por
ejemplo, el no cumplimiento de la puesta en marcha de las plantas de ciclo combinado y
su posterior falla, la falta de autonomía e independencia del CDEC, tanto en lo
291
patrimonial como en lo jurídico, la ausencia de una conducción centralizada y apropiada
de la situación y la venta de derechos de aguas por parte del Ministerio de Obras Públicas
a Endesa, a pesar que ya se conocía la condición de sequía en que se encontraba el país,
entre otros190 .
A pesar que el informe de la Comisión Investigadora de la Cámara de Diputados deja
claro que la responsabilidad por los racionamientos se radicó principalmente en el actuar
(y no actuar) de la autoridad, el entonces Presidente Frei sugirió en un discurso por
cadena nacional en abril de 1999, que los racionamientos se produjeron debido al
“egoísmo” de las empresas generadoras, que no invirtieron lo suficiente. En el mismo,
anunció el envío con carácter de urgencia de un proyecto de ley para incrementar las
multas a las empresas generadoras y distribuidoras por fallas de suministro e
incumplimiento de sus obligaciones y modificar el artículo 99 bis con el objeto de
disponer las medidas necesarias para administrar y superar el déficit.
Modificaciones introducidas al artículo 99 bis por la ley N° 19.613:
a.- Se dispuso que el déficit registrado en el sistema se debía distribuir proporcionalmente
y sin discriminación de ninguna especie entre todas las empresas distribuidoras y no,
como era hasta ese momento, sólo entre las empresas generadoras deficitarias. Según
Bernstein191, este emparejamiento del déficit constituye un atentado en contra del
190 Ver Informe de la Comisión Investigadora de la Cámara de Diputados sobre los hechos que motivaron el racionamiento de energía eléctrica a contar del 11 de noviembre de 1998. Este informe se encuentra en la Biblioteca del Congreso. 191 Ver moción del proyecto de senadores en anexo.
292
mercado eléctrico, en que existen contratos entre generadores y grandes clientes, que son
libremente negociados y en los que no sólo se regula el precio sino también las calidades
de servicio que las partes se comprometen a dar y recibir. Si una empresa está dispuesta a
pagar un precio muy alto por la energía, con el objeto de asegurar una determinada
calidad de servicio y evitar sufrir cortes en el suministro, no puede ser después racionada
al igual que otros usuarios que han pagado precios mucho menores y han contratado una
calidad inferior. Por otra parte, esta norma incentiva un comportamiento irresponsable
por parte de los generadores, quienes, ante una falla del sistema, no se verán obligados a
cumplir con los contratos en que se pactó una calidad superior. El mismo autor señala que
la responsabilidad de un eventual déficit de suministro debe recaer en los generadores o
comercializadores deficitarios y en los distribuidores que tengan contratos con ellos o que
no tengan contratos suficientes para abastecer a sus clientes. Las multas y
compensaciones deben recaer en los responsables de las fallas y no en todos.
Señala que un eventual emparejamiento del déficit debería limitarse a los distribuidores y
no a los generadores, haciendo que el distribuidor deficitario le pague a los distribuidores
no deficitarios las compensaciones que reciba de su generador deficitario. Debería
asimismo incorporarse alguna penalidad adicional al distribuidor deficitario que transmite
su déficit a los demás, pues ello irroga un costo a los distribuidores no deficitarios, que
hicieron el esfuerzo de contratar su consumo con generadores de menor riesgo de falla.
También señala que un buen sistema de compensaciones por falla, además debe
establecer mecanismos que permitan a clientes libres y regulados disminuir sus consumos
y vender estas reducciones a los generadores y distribuidores deficitarios. Dando las
293
señales de precio adecuadas, se puede evitar un eventual racionamiento o, en el peor de
los casos, minimizar sus efectos. Estas son las señales que permitirán al sistema funcionar
adecuadamente.
b.- Se eliminó toda limitación acerca de la obligación de compensar a los distribuidores
por los generadores deficitarios, salvo que exista fuerza mayor o caso fortuito. Según
vimos, el artículo 99 bis original, establecía como excepción a la obligación de pagar
compensaciones a los usuarios que sufrieran racionamiento, la existencia de una sequía
más grave que la del año 1968 o la secuencia de dos años hidrológicos con sequía.
De acuerdo a las modificaciones introducidas por la ley N° 19.613, las situaciones de
sequía o las fallas de centrales eléctricas que originen un déficit de generación eléctrica
que determine la dictación de un decreto de racionamiento, no podrán ser calificadas
como fuerza mayor o caso fortuito. La ley agrega que “en particular, los aportes de
generación hidroeléctrica correspondientes a años hidrológicos más secos que aquellos
utilizados en el cálculo de precios de nudo, no constituirán límite para el cálculo de los
déficit, ni serán consideradas como circunstancia de fuerza mayor o caso fortuito”.
En principio, esto no debería afectar mayormente el valor final de la tarifa, ya que de
acuerdo a la forma en que vimos se encuentra diseñado el costo de falla, sólo será
necesario incluir en la tarifa estas nuevas contingencias por una probabilidad dada, las
que a su vez se promediarán con una serie de otras contingencias de probabilidad también
294
dada. En efecto, según Bernstein192, la eliminación de las situaciones de sequía
prolongada como fuerza mayor no debería presentar un problema muy serio para los
generadores con contrato con empresas distribuidoras, siempre que el precio de nudo
refleje los riesgos correspondientes. El problema es que este riesgo es importante y los
precios de nudo del período 1999-2000 no captaron esta componente, traduciéndose no
sólo en una resistencia de los generadores por seguir invirtiendo sino en su negativa a
perfeccionar contratos con las distribuidoras193.
Se agregó que el ejercicio de las acciones jurisdiccionales no obsta al pago de las
compensaciones y que corresponde a la Superintendencia determinar cuándo el déficit del
sistema se ha debido a caso fortuito o fuerza mayor. Se supone que éste sería el caso de
un terremoto o guerra.
c.- La ley 19.613 también modificó el artículo 99 bis en el sentido de otorgar a la
autoridad facultades para disponer una serie de medidas conducentes a evitar, manejar,
disminuir o superar el déficit en el más breve plazo prudencial, incentivar y fomentar el
aumento de capacidad de generación en el respectivo sistema, estimular el ahorro
voluntario y aminorar los costos económicos del déficit para el país. Este tipo de
192 El autor agregó esta explicación a la memoria de título durante su corrección. 193 Es el caso de SAESA, que no pudo celebrar contrato de suministro con ninguna generadora, lo que llevó a la Superintendencia (SEC) a emitir una resolución de fecha 30 de mayo de 2001, R.M. EXENTA N° 88, para obligar a las generadoras a suministrar a dicha distribuidora. Para estos efectos, resolvió que las empresas que integran el CDEC-SIC deben proceder al despacho de las unidades del sistema y la operación en términos de abastecer toda la demanda del sistema, con independencia de la existencia de empresas distribuidoras sin contrato de suministro, debiendo valorizarse el suministro a precio de nudo, si el retiro se efectúa para clientes regulados de la distribuidora. Si el retiro se efectúa para clientes libres de la distribuidora, la Dirección de Operación, en representación del conjunto de las empresas generadoras del CDEC, debe acordar un precio libre con la distribuidora.
295
facultades para intervenir el mercado eléctrico en caso de crisis son extremadamente
negativas, según Bernstein, ya que alientan el comportamiento irresponsable de los
agentes, que verán en esta intervención una posibilidad de diluir sus propias faltas o
errores.
Además, ya vimos que la autoridad de 1988-1990 logró, en base a las facultades que la
ley originalmente les otorgaba, disminuir el consumo de energía en un 14% respecto de
un año normal, por lo que queda claro que en 1998, el racionamiento no se produjo por
encontrarse la autoridad limitada en su actuar, sino sencillamente porque la autoridad
actuó demasiado tarde. En efecto, un déficit de 11%, que es el que se llegó a tener en
1999, no se puede enfrentar sin racionamiento de una sola vez, pero sí a lo largo de varios
meses, como se demostró en 1990, en que se manejó un déficit de 14% sin cortes.
Debemos señalar que la dictación de esta ley pretendió hacer aplicable el nuevo artículo
99 bis a las condiciones de sequía existentes antes de su promulgación, junio de 1999,
con el objeto que los usuarios que habían sufrido los racionamientos, y que no tenían
derecho a compensación, por tratarse de una sequía más grave que la de 1968, recibieran
las correspondientes compensaciones. Esto habría justificado la urgencia que se impuso a
la tramitación del proyecto. En este sentido, cabe que el artículo 22 de la Ley sobre efecto
retroactivo de las leyes, señala que “en todo contrato se entenderán incorporadas las leyes
vigentes al tiempo de su celebración”, por lo que pretender aplicar a contratos ya
celebrados las nuevas condiciones que se incorporaban al artículo 99 bis mediante la ley
N° 19.613, de junio de 1999, constituye, a lo menos, una acción controvertida. Así se ha
comprobado con posterioridad, ya que actualmente estos casos se dirimen en tribunales y
296
hasta la fecha, no ha sido posible obligar a las centrales generadoras a pagar estas
compensaciones.
En consecuencia, el resultado del actuar impetuoso de la autoridad fue la aprobación de
una mala ley, que en vez de buscar soluciones reales y eficientes a algunos de los
problemas que efectivamente se habían presentado, sólo buscó castigar, ante la opinión
pública, y con visibles fines electorales, a las empresas eléctricas.
Correcciones introducidas al artículo 99 bis en el proyecto de los senadores:
Las modificaciones introducidas por el proyecto de los senadores al artículo 99 bis del
texto vigente de la Ley Eléctrica son las siguientes:
a. Se sustituye el inciso 2º por el siguiente:
“El déficit registrado en el sistema deberá distribuirse proporcionalmente y sin
discriminación de ninguna especie entre los agentes del sistema eléctrico, tomando como
base la globalidad de sus compromisos o consumos. Los agentes podrán acordar
libremente el intercambio de cuotas de déficit que les hubieren correspondido luego de la
repartición proporcional. No obstante, el intercambio de cuotas deberá ser tal que el
racionamiento a los clientes sometidos a regulación de precios sea la misma proporción
de su consumo. Aquellos agentes que tengan compromisos con clientes distribuidores o
finales sometidos a regulación de precios, deberán pagar cada kilowatt-hora de déficit que
297
los haya afectado, determinado sobre la base de sus consumos normales, a un valor igual
a la diferencia entre el costo de racionamiento, según el nivel de déficit de suministro, y
el precio básico de la energía, a los que se refiere el artículo anterior”.
Este inciso busca que el déficit se distribuya inicialmente en proporción a los consumos
de grandes usuarios y distribuidores, sin discriminación de ninguna especie. Pero además,
agrega la posibilidad de los agentes de acordar el intercambio de cuotas de déficit que les
hubieren correspondido luego de la repartición proporcional, siempre que este
intercambio asegure que el racionamiento a los clientes sometidos a regulación de precios
sea en proporción a su consumo. Esto permite que los grandes usuarios que requieren una
alta seguridad de suministro “compren” energía racionada a otros, cuyo costo de
racionamiento es menor. Los clientes regulados, por su parte, quedarán todos sometidos
al mismo monto de racionamiento, recibiendo la compensación regulada para estos
efectos.
b. Se agrega en el inciso 3º la siguiente frase final: “En el caso que algún distribuidor no
hubiere tenido contratado la totalidad del suministro destinado a clientes sometidos a
regulación de precios, deberá pagar a su costa la compensación correspondiente a la
diferencia entre el déficit registrado a sus clientes sometidos a regulación de precios y la
energía correspondiente a la compensación recibida desde otros agentes”.
Esto es para un distribuidor que compra spot y que falla (porque no hay energía en el
spot). En este caso debe pagarle la compensación a sus clientes regulados, de su propio
bolsillo.
298
V.- Deficiencias observadas en la determinación de los valores agregados de
distribución:
El sistema de tarificación adoptado por la ley chilena para el sector distributivo, en base a
una empresa modelo, tiene grandes ventajas. Entre ellas, permite la incorporación de
criterios objetivos que estimulan a las empresas eléctricas a adoptar tecnologías más
avanzadas y económicas para, de esta forma, mejorar su gestión. Sin embargo, se trata de
un sistema muy complejo que siempre da lugar a conflictos entre el ente regulador y las
empresas. El problema básico es que el estudio del consultor de la CNE da resultados
muy distintos del consultor de las empresas, ya que como después los valores de ambos
se promedian, tienen el incentivo a “tirar la cuerda” hacia los extremos.
En efecto, según vimos en relación al procedimiento de fijación de los valores agregados
de distribución, (VAD), la ley faculta a las empresas concesionarias de distribución,
como conjunto o individualmente, a contratar estudios de costos paralelos a los que
realiza la Comisión, siempre y cuando se encargue a una empresa consultora previamente
fijada en una lista acordada por la Comisión y las respectivas empresas. Los resultados de
estos estudios son informados a la Comisión para que los revise y haga, previo
consentimiento de las empresas, las correcciones que estime. Sin embargo, si no se
produce un acuerdo entre la CNE y las empresas para efectuar las correcciones, la CNE
debe calcular, para cada área, el promedio aritmético ponderado de los valores agregados
resultantes de los estudios de la Comisión y de las empresas, siendo los coeficientes de
ponderación de dos tercios para los que resulten del estudio encargado por la Comisión y
un tercio para los valores que resulten del estudio encargado por las empresas como
299
conjunto o el promedio de los valores que resulten de estudios encargados
individualmente, si los hubiera.
Este esquema, según dijimos, funcionó bien en la primera fijación de tarifas (1984) y
relativamente bien en la segunda fijación (1988), pero ya no a partir de 1992, año en que
ambos estudios arrojaron resultados muy diferentes. En 1996, las partes, se esforzaron en
hacer un análisis técnico y económico con el objeto de construir una empresa modelo de
referencia, establecer standarts de inversión y operación eficiente que sirviera de base a
las empresas consultoras y elaborar nuevas bases que detallaran mejor las materias objeto
de los estudios. Estos esfuerzos permitieron disminuir las diferencias que resultaron de
los estudios encargados por ambas partes, sin embargo, las empresas demandaron a la
CNE y el caso hubo de ser fallado por la misma Corte Suprema.
Existen diversas formas de solución de conflictos en procesos de regulación. Una forma
sería especificando la metodología con el objeto de reducir los márgenes de
interpretación con que cuenta el regulador. En efecto, de acuerdo a estudios realizados
por Rudnick y Rainieri194, el resultado de costos para una zona típica específica y un
nivel de voltaje, pueden variar en un rango de 7% según los criterios técnicos que se
tomen en cuenta. En consecuencia, mientras más se especifique los criterios técnicos que
se deben usar, se aminoran los márgenes de interpretación y se reduce la fuente de
conflictos.
_____________________________________________
194 Rudnik V. Hugh y Raineri B. Ricardo: “Chilean distribution tariffs: Incentive regulation”, en “Regulation and Competition: The Electric Industry in Chile”, Ilades/Georgetown, editorial Andros Productora Gráfica, 1997.
300
Otras formas para resolver este tipo de conflictos serían la participación de árbitros
arbitradores, cambios en la ley, la desvinculación de los entes reguladores del Gobierno,
(para evitar influencias de carácter político), el aumento del presupuesto de los entes
reguladores con el objeto de contratar un equipo técnico altamente especializado y la
eliminación del estudio encargado por las empresas para fijación de los VAD, como se
hace en Perú y Bolivia recientemente.
En el proyecto de los Senadores se optó por mantener el sistema de ponderación de los
estudios de la CNE y de las empresas en caso de desacuerdo entre éstas, siempre y
cuando los resultados de los valores agregados provenientes de la ponderación difieran
hasta en un 5%. En caso contrario, debe constituirse una comisión de expertos, de tres
miembros, uno elegido por las empresas, otro por la Comisión y un tercero por ésta de
una lista de expertos, acordada entre la Comisión y las empresas antes del inicio de cada
proceso de fijación tarifaria.
Esta comisión de expertos debe pronunciarse sobre cada uno de las componentes de los
valores agregados en que existe discrepancia y optar de manera fundada por uno de los
dos valores, no pudiendo adoptar valores intermedios.
De esta forma, se pretende obligar a las empresas concesionarias de distribución que
operan en el país y a la CNE a determinar en forma eficiente sus verdaderos costos.
301
5.3.- Conclusiones finales:
El proyecto de los Senadores alteraba ciertas atribuciones de organismos públicos,
específicamente del Ministerio de Economía y de la Comisión Nacional de Energía, razón
por la cual requería el patrocinio del Ejecutivo195. El entonces Presidente de la Comisión
Nacional de Energía, don Oscar Landerretche, consideró que esto era factible, pero con
algunas modificaciones que entró a discutir con los Senadores. Al tiempo, sin embargo,
(marzo del 2000) se produjo el cambio de Gobierno y de autoridades en la Comisión.
La actual Presidente de la CNE, señora Vivianne Blanlot, decidió presentar un proyecto
enteramente nuevo, cuyo anteproyecto fue publicado en la página web de la Comisión al
poco tiempo de haber asumido y después de una serie de talleres que realizó con expertos
y empresarios del sector eléctrico. Este anteproyecto muestra la decisión de la autoridad
de introducir profundas reformas al sector eléctrico, lo que consideramos una arriesgada
maniobra. En efecto, una vez que el proyecto ingrese al Congreso, queda sujeto a que
diputados y senadores lo modifiquen sustancialmente a través de indicaciones. Esto
implica un grave riesgo, ya que se trata de un tema técnicamente muy complejo, por una
parte, y de gran sensibilidad social por otra, por lo que fácilmente puede ser utilizado
(como ya ha sucedido en otras ocasiones) con claros fines electorales, causando grave
daño no sólo al sector sino que a todo el país.
195 El artículo 62 de la Constitución Política de la República, en su inciso 4° número 2 señala que corresponde al Presidente de la República la iniciativa exclusiva para “crear nuevos servicios públicos o empleos rentados, sean fiscales, semifiscales, autónomos o de las empresas del Estado; suprimirlos y determinar sus funciones o atribuciones”.
302
De hecho, no hay ejemplo más claro en este sentido que la dictación de la ley N° 19.613,
de 1999. Esta ley fue tramitada con suma urgencia, en plena crisis, fundamentalmente
con el objeto de establecer una compensación a todo evento y aumentar el monto de las
multas aplicables a las empresas eléctricas. La autoridad, con gran despliegue
comunicacional, dejó claro que con ello se pretendía dar una especie de “escarmiento” a
las empresas por haber incurrido en racionamientos. Además, señaló que esta ley se
aplicaría con efecto retroactivo, lo que constituyó un claro engaño a la población, ya que
ello, legal y constitucionalmente, es imposible. Como el mayor riesgo introducido no se
incluyó posteriormente en la tarifa, se paralizaron de inmediato las inversiones. Además,
las generadoras se negaron a firmar nuevos contratos de suministro con empresas
distribuidoras, por el alto riesgo que ello implicaba. Es el caso de SAESA, que no ha
podido firmar ningún nuevo contrato, a pesar de haber llamado tres veces a licitación.
Esta es la razón por la cual se solicitó, respecto del proyecto de los Senadores, no sólo el
respaldo del Ejecutivo, sino también el de Senadores de todas las bancadas. Se pretendía
que entrara consensuado de antemano, para que en su tramitación sufriera los menores
cambios posibles.
Por otra parte, consideramos que sería más conveniente, desde el punto de vista de
futuras inversiones en el sector, introducir al sistema vigente, sistema que ha operado en
forma eficiente hasta la época y que, por tanto, se encuentra ampliamente probado, sólo
las modificaciones indispensables para perfeccionarlo. Es decir, arreglar los detalles que
van quedando. Esta posición se ve a menudo respaldada en la prensa. Por ejemplo, en el
diario “Estrategia”, del día 22 de Junio de 2001, el Gerente General de Transelec señaló,
303
en relación a la introducción de innovaciones en el sector, que “es una opción válida que
en lugar de hacer un cambio muy radical, como podría ser introducir la bolsa de energía,
se vea primero la manera en que se opera hoy”. Creemos que no es correcto introducir un
sistema enteramente distinto, que obviamente requerirá (nuevamente) varios años de
ajuste. Menos ahora, en que la serie de reformas que se están tratando de introducir en
materias tan importantes como son la tributaria y laboral, tienen por sí al país creciendo a
tasas muy inferiores que al 6,6% promedio anual a que estábamos acostumbrados, con
todas las graves consecuencias que ello conlleva.
304
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